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L’avenir 

 

 

 

 

énergétique 

L’avenir énergétique du Canada 

scénaRio de RéféRence et scénaRios PRosPectifs jusqu’à 2030 

National Energy 

Board 

ÉvAluAtion du MArchÉ dE l’ÉnErgiE novEMbrE 2007 

Office national 

de l’énergie

L’avenir 

L’avenir énergétique du Canada* 

énergétique 

SCÉNARIO DE RÉFÉRENCE Et SCÉNARIOS pROSpECtIFS juSqu’à 2030 

évaluation du marché de l’énergie novembre 2007 

* Édition qui comprend des changements mineurs et des annexes augmentées. L’Office national de l’énergie a publié dans son site Web 

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l’Office national de l’énergie 2007 

Nº de cat. NE23-15/2007F 

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Ct a h b aL ep td e s r m Oa t n i èe r e s 

Liste des figures et des tableaux iii 

Liste des sigles et des abrévations vii 

Liste des unités ix 

Résumé x 

Aperçu analytique xiv 

Aperçu du scénario de référence et des scénarios prospectifs xiv 

Aperçu des hypothèses clés et des résultats quantitatifs xv 

Conclusions xxvii 

Avant-propos xxx 

Chapitre 1 : Introduction 1 

L’avenir énergétique du Canada – Démarche adoptée en 2007 2 

Scénarios prospectifs utilisés dans ce rapport 2 

Commentaires des parties prenantes 3 

Structure du rapport 3 

Chapitre 2 : Contexte énergétique 4 

Prix de l’énergie 4 

Contexte mondial 5 

Évolution de la politique énergétique et de la politique environnementale 7 

Réaction de la demande 9 

Technologies nouvelles ou émergentes 10 

Infrastructures 10 

Énergie et économie canadienne 12 

Exportations énergétiques 12 

Réserves canadiennes 13 

Chapitre 3 : Scénario de référence 15 

Aperçu du scénario de référence (2005-2015) 15 

Perspectives macroéconomiques 15 


Demande d’énergie 19 

Approvisionnement en pétrole 25 

Approvisionnement en gaz naturel 30 

Liquides de gaz naturel 33 

Approvisionnement en électricité 35 

Charbon 38 

Émissions de gaz à effet de serre 39 

Enjeux du scénario de référence et implications 41 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie 

i

Chapitre 4 : Maintien des tendances 43 

Aperçu du scénario (2005-2030) 43 

Perspectives macroéconomiques 44 







Charbon 61 


Enjeux du Maintien des tendances et implications 63 

Chapitre 5 : Triple-E 65 









Exportations, importations et transferts interprovinciaux 94 

Charbon 95 


Enjeux du Triple-E et implications 97 

Chapitre 6 : Îles fortifiées 99 





Approvisionement en pétrole 107 



Approvisionnement en électricité 115 

Exportations, importations et transferts interprovinciaux 117 

Charbon 117 


Enjeux des Îles fortifiées et implications 120 

Chapitre 7 : Conclusions – Implications clés pour la 

filière énergétique canadienne 121 

Glossaire 128 

Tables de conversion 137 

Guide des annexes 139 

ii 

L’avenir ÉnergÉtique du Canada

LCi s th e ad e sp f itg uer e rs e t dOe s n t a eb 

L e a u x 

Lis t e d e s f i g u r e s 

R.1 Demande canadienne totale d’énergie secondaire xi 

R.2 Intensité des émissions canadiennes de GES xii 

AA.1 Taux de croissance annuelle moyen du PIB réel, de la main-d’œuvre et 

de la productivité – Scénario de référence 2004-2015 et 

scénarios prospectifs 2004-2030 xvi 

AA.2 Taux de croissance annuelle moyen du secteur des biens, du secteur des 

services et du revenu disponible des particuliers – Scénario de 

référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030 xvii 

AA.3 Composition régionale du PIB, 2004 et 2030 xvii 

AA.4 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma xviii 

AA.5 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane xviii 

AA.6 Demande canadienne totale d’énergie secondaire xix 

AA.7 Perspectives de production de pétrole brut canadien xix 

AA.8 Exportations de pétrole brut léger canadien xx 

AA.9 Exportations de pétrole brut lourd canadien xxi 

AA.10 Perspectives de production de gaz naturel canadien xxi 

AA.11 Exportations nettes de gaz naturel canadien xxii 

AA.12 Production d’électricité selon le combustible et le scénario xxiii 

AA.13 Production et écoulement du charbon canadien xxiv 

AA.14 Émissions canadiennes totales de GES xxv 

AA.15 Intensité des émissions canadiennes de GES xxvi 

1.1 Scénarios prospectifs de l’ONÉ sur l’avenir énergétique 2 

2.1 Consommation mondiale d’énergie primaire selon le combustible, 2006 6 

2.2 Production et consommation de pétrole et gaz dans le 

monde selon la région, 2006 6 

2.3 Réserves prouvées estimatives de pétrole, 2005 14 

3.1 Taux de croissance réels du PIB – Scénario de référence 2004-2015 17 

3.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en Oklahoma – 

Scénario de référence 17 

3.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Scénario de référence 18 

3.4 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire – 


3.5 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le combustible – 


3.6 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le combustible – 



iii

iv 

3.7 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le combustible – 


3.8 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le 

combustible – Scénario de référence 24 

3.9 Demande canadienne d’énergie dans le secteur des transports selon le mode – 


3.10 Production totale de pétrole au Canada – Scénario de référence 25 

3.11 Production de pétrole classique dans le BSOC – Scénario de référence 26 

3.12 Production de brut léger dans l’Est du Canada – Scénario de référence 27 

3.13 Production tirée des sables bitumineux au Canada – Scénario de référence 28 

3.14 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Scénario de référence 30 

3.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Scénario de référence 30 

3.16 Perspectives de production de gaz naturel – Scénario de référence 31 

3.17 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Scénario de référence 33 

3.18 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Scénario de référence 34 

3.19 Capacité de production au Canada – Scénario de référence 35 

3.20 Production au Canada – Scénario de référence 36 

3.21 Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Scénario de référence 38 

3.22 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Scénario de référence 40 

3.23 Intensité totale des GES au Canada – Scénario de référence 40 

4.1 Taux de croissance réels du PIB – Maintien des tendances 2004-2030 44 


Maintien des tendances 45 

4.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – 




4.5 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible – 









combustible – Maintien des tendances 50 



4.11 Production de pétrole classique dans le BSOC – Maintien des tendances 51 

4.12 Production totale de pétrole au Canada – Maintien des tendances 51 

4.13 Production de brut léger dans l’Est du Canada – Maintien des tendances 52 

4.14 Production tirée des sables bitumineux au Canada – Maintien des tendances 52 

4.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Maintien des tendances 54 

4.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Maintien des tendances 54 

4.17 Perspectives de production de gaz naturel – Maintien des tendances 55 

4.18 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Maintien des tendances 56 

4.19 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Maintien des tendances 57 

4.20 Capacité de production au Canada – Maintien des tendances 58 

4.21 Production au Canada – Maintien des tendances 58 


4.22 Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Maintien des tendances 60 

4.23 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Maintien des tendances 62 

4.24 Intensité totale des GES au Canada – Maintien des tendances 63 

5.1 Taux de croissance réels du PIB – Triple-E 2004-2030 68 

5.2 Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, en 

Oklahoma – Triple-E 69 

5.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Triple-E 69 

5.4 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le 

combustible – Triple-E 71 

5.5 Intensité de la demande canadienne totale d’énergie secondaire – Triple-E 71 


Triple-E 75 


Triple-E 78 


Triple-E 80 


combustible – Triple-E 82 


Triple-E 82 

5.11 Production totale de pétrole au Canada – Triple-E 83 

5.12 Schéma de l’ossature pipelinière pour le CO 2 en Alberta 85 

5.13 Production de pétrole classique dans le BSOC – Triple-E 85 

5.14 Production de brut dans l’Est du Canada – Triple-E 86 

5.15 Production tirée des sables bitumineux au Canada – Triple-E 86 

5.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Triple-E 87 

5.17 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Triple-E 87 

5.18 Perspectives de production de gaz naturel – Triple-E 89 

5.19 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Triple-E 91 

5.20 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Triple-E 91 

5.21 Capacité de production au Canada – Triple-E 92 

5.22 Production au Canada – Triple-E 93 

5.23 Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Triple-E 94 

5.24 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Triple-E 96 

5.25 Intensité totale des GES au Canada – Triple-E 96 

6.1 Taux de croissance réels du PIB – Îles fortifiées 2004-2030 101 


Îles fortifiées 102 

6.3 Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – Îles fortifiées 103 

6.4 Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon le combustible – 




6.6 Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire selon le 

combustible – Îles fortifiées 105 

6.7 Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire selon le 


6.8 Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire selon le 


OffiCe natiOnaL de L’Énergie v

vi 





6.11 Production totale de pétrole au Canada – Îles fortifiées 108 

6.12 Production de pétrole classique dans le BSOC – Îles fortifiées 108 

6.13 Production de brut léger dans l’Est du Canada – Îles fortifiées 109 

6.14 Production tirée des sables bitumineux au Canada – Îles fortifiées 110 

6.15 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – Îles fortifiées 111 

6.16 Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – Îles fortifiées 111 

6.17 Perspectives de production de gaz naturel – Îles fortifiées 113 

6.18 Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Îles fortifiées 114 

6.19 Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – Îles fortifiées 115 

6.20 Capacité de production au Canada – Îles fortifiées 115 

6.21 Production au Canada – Îles fortifiées 116 

6.22 Transferts interprovinciaux et exportations nettes – Îles fortifiées 117 

6.23 Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – Îles fortifiées 119 

6.24 Intensité totale des GES au Canada – Îles fortifiées 119 

Lis t e d e s t a b L e a u x 

AA.1 Résumé des hypothèses clés et des résultats quantitatifs xxvii 

2.1 Ressources charbonnières au Canada 14 

3,1 Variables macroéconomiques clés – Scénario de référence 2004-2015 16 

4.1 Variables macroéconomiques clés – Maintien des tendances 2004-2030 44 

5.1 Variables macroéconomiques clés – Triple-E 2004-2030 67 

6.1 Variables macroéconomiques clés – Îles fortifiées 2004-2030 101 


CL i s ht e ad e ps sti g eL e sr e t aOb r nÉ v ae t i O n s 

AIE Agence internationale de l’énergie 

ALÉNA Accord de libre-échange nord-américain 

API American Petroleum Institute 

ASI Alimentation sans interruption 

BSOC Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien 

CANDU Réacteur (nucléaire) canadien à deutérium-uranium 

CANMET Centre canadien de la technologie des minéraux et de l’énergie 

CAODC Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors 

CCÉ Cogénération de chaleur et d’électricité 

CCS Capture de dioxyde de carbone et stockage 

CGC Commission géologique du Canada 

CMNÉB Code modèle national de l’énergie pour les bâtiments 

CO Monoxyde de carbone 

CO 2 


Dioxyde de carbone 

COV Composés organiques volatils 

CTEC Centre de la technologie de l’énergie de CANMET 

DGMV Drainage par gravité au moyen de la vapeur 

DAA Déduction pour amortissement accéléré 

É.-U. États-Unis 

EGM ÉnerGuide pour les maisons 

ÉMÉ Évaluation du marché de l’énergie 

ERSE Élaboration rapide et systèmes de l’entreprise 

EUB Energy and Utilities Board de l’Alberta 

GC Gestion de la consommation 

GeoPOS GeoPower in the Oil Sands 

GES Gaz à effet de serre 

GICC Gazéification intégrée à cycle combiné 

GIFC Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat 

GNC Gaz naturel comprimé 

GNL Gaz naturel liquéfié 

H 2 

Hydrogène gazeux 

IEEP Politique favorisant une extraction supplémentaire d’éthane 

vii

LEED MD Leadership in Energy and Environmental Design 

LFC Lampe fluorescente compacte 

LGN Liquide de gaz naturel 

MCI Moteur à combustion interne 

MH Méthane de houille 

MP Matières particulaires 

MR Mazout résiduel 

NO x 

viii 

Oxydes d’azote 

NYMEX New York Mercantile Exchange 

OCDE Organisation de coopération et de développement économiques 

ONÉ Office national de l’énergie 

OPEP Organisation des pays exportateurs de pétrole 

PEBC Programme d’encouragement pour les bâtiments commerciaux 

PIB Produit intérieur brut 

RAH Récupération assistée des hydrocarbures 

RASM Résidu atomisé superfin multiphase 

RCA Réacteur CANDU avancé 

RNCan Ressources naturelles Canada 

SCV Stimulation cyclique par la vapeur 

SO x 

Oxydes de soufre 

StatCan Statistique Canada 

TGN Transfert de propriété du gaz dans le réseau de NOVA 

THAI TM Injection d’air verticale puis horizontale 

TVC Transmission à variation continue 

VAPEX Injection de vapeur de solvants 

VÉH Véhicule électrique hybride 

VKP Voiture-kilomètre parcouru 

VUS Véhicule utilitaire sport 

WCS Western Canadian Select 

WTI West Texas Intermediate 


LC i h s at pe t de e r s Ou n i e t É s 

Unités 

$ ou $CAN dollars canadiens 

$US dollars américains 

b baril 

b/j barils par jour 

GJ gigajoule 

Gm 3 milliard de mètres cubes 

Gpi 3 milliard de pieds cubes 

Gpi 3/j milliards de pieds cubes par jour 

GW gigawatt 

GWh gigawattheure 

kb/j milliers de barils par jour 

kpi 3 millier de pieds cubes 

kpi 3/j milliers de pieds cubes par jour 

kWh kilowattheure 

m 3 mètre cube 

m 3/j mètres cubes par jour 

Mb/j millions de barils par jour 

MBTU million de BTU 

Mm 3/j millions de mètres cubes par jour 

Mt mégatonne 

MW mégawatt 

PJ pétajoule 

Tpi 3 billion de pieds cubes 

TWh térawattheure 


ix

é s u m é 

L’énergie a toujours été et continuera d’être un sujet d’une extrême importance pour les Canadiens. 

Compte tenu de notre climat nordique, de l’immensité du pays et de ses vastes ressources naturelles, 

l’énergie sert au chauffage de nos maisons, au transport, à la mise en valeur de nos ressources, ainsi 

qu’à la production de biens et de services. L’énergie est indispensable à notre confort et à notre 

prospérité économique. 

Par ailleurs, nous sommes de plus en plus conscients des effets de la consommation d’énergie sur notre 

milieu physique, sur la qualité de l’air dans nos villes et sur notre santé, sans oublier les incidences 

éventuelles sur le climat de la planète. Un des très grands enjeux pour les Canadiens du XXI e siècle 

consiste à trouver des façons de produire de l’énergie et de la mettre à profit en réduisant au minimum 

les incidences que ces activités produisent sur leur environnement. 

Le présent rapport, L’avenir énergétique du Canada, permet à l’Office national de l’énergie (ONÉ ou 

Office) de faire part aux Canadiens de ses observations sur les questions de l’énergie. L’information 

ainsi présentée par l’ONÉ cadre avec un de ses mandats, voulant que les Canadiens profitent 

d’infrastructures et de marchés énergétiques efficients. 

Le rapport sur L’avenir énergétique du Canada met en lumière les questions énergétiques auxquelles 

les Canadiens devront répondre, et ce que cela signifiera pour les consommateurs ainsi que pour les 

producteurs d’énergie au pays. Alors que le rapport se concentre sur les tendances de l’offre et de 

la demande d’énergie, il ne propose aucune orientation politique spécifique quant aux programmes 

ou aux mesures qui s’imposeraient afin d’atteindre certains objectifs. C’est à nous tous, Canadiens, 

représentants du secteur énergétique et décideurs, de cerner les résultats souhaités et de trouver 

les outils requis pour les atteindre. Notre espoir est que le présent rapport contribuera de façon 

positive aux échanges toujours plus en profondeur entre bon nombre de Canadiens sur l’énergie et 

l’environnement. 

Le rapport se penche sur différents futurs énergétiques possibles pour les Canadiens d’ici 2030. Pour 

ce faire il s’appuie notamment sur des projections de base, c’est-à-dire un scénario de référence qui 

est, de l’avis de l’Office, le plus probable jusqu’en 2015. Trois autres scénarios, dits prospectifs, sont 

élaborés, chacun à partir d’un ensemble d’hypothèses cohérentes distinct, notamment en matière de 

croissance économique, de mesures environnementales et de prix de l’énergie. Ces derniers scénarios 

permettent de se pencher sur la question de l’avenir énergétique du pays jusqu’en 2030. 

x 

• Scénario Maintien des tendances : Les tendances apparentes au début de la période visée 

se maintiennent tout au long de cette période et au-delà de celle que visent les prévisions 

du scénario de référence. 

• Scénario Triple-E : Un équilibre entre les objectifs économiques, environnementaux 

et énergétiques qui se traduit ici par des marchés de l’énergie qui fonctionnent bien, des 

ententes internationales de coopération et les politiques de gestion de la consommation les 

plus rigoureuses des trois scénarios prospectifs. 


• Scénario Îles fortifiées : Les préoccupations en matière de sûreté dominent ce 

scénario qui est caractérisé par une agitation géopolitique, une absence de confiance 

et de coopération sur la scène internationale, et des politiques gouvernementales 

protectionnistes. 

Les principales conclusions du rapport sur L’avenir énergétique du Canada suivent. 

La demande d’énergie au Canada continuera de croître au cours des 30 prochaines années. 

• La demande d’énergie suivra de très près la croissance démographique et économique. 

Une croissance accrue dans les deux cas signifie une demande d’énergie grandissante 

(figure R.1). Les Canadiens modifieront leurs habitudes de consommation d’énergie, mais 

lentement. Cela est attribuable au fait que nous ne remplaçons ni ne modernisons de façon 

régulière nos immeubles de bureaux, nos maisons et nos véhicules afin de tirer avantage des 

plus récentes technologies visant l’accroissement de l’efficacité énergétique. À long terme, 

au fil des améliorations technologiques et de celles apportées à l’efficacité énergétique, les 

Canadiens auront l’occasion de réduire leur demande d’énergie. 

• Les Canadiens continueront d’avoir recours à l’automobile pour leurs déplacements. 

Même si ces véhicules consomment de moins en moins d’énergie, les combustibles fossiles 

demeurent 

privilégiés. 

• L’efficacité 

énergétique 

continuera de 

s’améliorer à 

tous les niveaux 

de l’économie. 

Le rythme des 

améliorations 

dépendra des 

politiques 

gouvernementales 

et des engagements 

pris par les 

Canadiens afin de 

gérer la croissance 

de la demande 

d’énergie. 

fIGURE R.1 

Demande canadienne totale d’énergie secondaire 

en pétajoules 

15,000 

14,000 

13,000 

12,000 

11,000 

10,000 

9,000 

8,000 

historique prévisions 

7,000 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

scénario de référence 

triple-e 

• La demande de 

maintien des tendances 

Îles fortifiées 

gaz naturel se 

maintiendra, 

notamment afin de répondre aux besoins pour la transformation des sables bitumineux 

et pour la production d’électricité. Toutefois, d’autres possibilités commencent aussi à se 

dessiner, dont la commutation d’autres formes d’énergie et une efficience accrue, surtout 

dans le scénario Triple-E. 

Les Canadiens disposeront d’approvisionnements suffisants en énergie pendant la période à 

l’étude. 

• D’ici 2030, les Canadiens continueront d’accorder la faveur aux combustibles fossiles 

comme source d’approvisionnement en énergie, mais les nouvelles technologies qui 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xi

xii 

émergent et les ressources énergétiques renouvelables, par exemple l’éolien et les projets de 

petites centrales hydroélectriques, occuperont une place toujours plus grande. 

• Dans les trois scénarios prospectifs, la production tirée des sables bitumineux augmentera, 

contribuant à une hausse des exportations et à la croissance économique canadienne. 

D’importants volumes de brut tiré des sables bitumineux seront acheminés jusqu’aux 

marchés, ce qui nécessitera des infrastructures en conséquence. 

• Dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC), la production de gaz naturel 

diminuera. En fait, dans deux des trois scénarios prospectifs, c’est la production totale de 

gaz naturel qui diminue. Cependant, la possibilité de mise en valeur des réserves gazières 

nordiques et extracôtières existe. 

• Selon les scénarios Maintien des tendances et Triple‑E, les importations de gaz naturel 

liquéfié (GNL) augmenteront. Dans le scénario Triple-E, elles permettront de répondre à 

la moitié des besoins en gaz au Canada en 2030. 

Le contrôle des émissions de gaz à effet de serre (GES) ne sera pas chose facile. 

• Selon les scénarios 

prospectifs, les 

émissions de 

GES augmentent 

ou reculent 

légèrement. Pour 

le Maintien des 

tendances et les 

Îles fortifiées, 

les émissions 

augmentent 

en raison de la 

croissance continue 

de l’économie et 

de la demande 

d’énergie. Pour 

le Triple-E, 

les émissions 

régressent un 

peu compte tenu 

des programmes 

de gestion de la 

700 

650 

600 

550 

500 

450 

400 

350 

fIGURE R.2 

Intensité des émissions canadiennes de GES 

Intensité (en kt/G$CAN de 2000) 

800 


750 

300 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



triple-e 


consommation. Afin de réduire davantage les émissions de GES, il faudra mettre en place 

d’ambitieux programmes énergétiques et inciter les Canadiens à modifier certains de leurs 

choix de mode de vie. 

• Pour atteindre l’objectif fixé par le gouvernement fédéral de réduire les émissions de 

GES de 20 % d’ici 2020, il faudrait tenir compte de toute la gamme des stratégies de 

réduction des GES, dont les puits de carbone mis en place en agriculture et en foresterie 

et les mécanismes internationaux d’échange de droits d’émissions. Parce qu’il vise plus 

particulièrement les marchés de l’énergie du Canada, le présent rapport ne tient pas compte 

de ces grandes stratégies. 


L’intensité des émissions de GES diminue. 

• Dans l’ensemble, l’intensité des émissions de GES au Canada va diminuant. Cela signifie 

des émissions de GES moindres pour la production d’une même quantité de biens et 

de services (figure R.2). Le rythme du déclin à l’avenir varie selon les politiques et les 

programmes adoptés. 

La mise en place des principales composantes de base aidera à relever les défis et à tirer 

avantage des possibilités que le secteur de l’énergie offrira. 

• La technologie est porteuse de solutions pour un bon nombre des enjeux actuels. L’option 

technologique à privilégier dépendra du scénario qui se révélera le plus juste. Il faut à la 

fois utiliser les mécanismes du marché et profiter des mesures incitatives offertes pour se 

prévaloir des occasions technologiques. 

• Les marchés continueront de bien fonctionner, c’est‑à‑dire que l’offre et la demande 

d’énergie seront en équilibre. Il faudra toutefois élaborer une politique « intelligente » 

si l’on veut concilier de manière optimale les objectifs de croissance économique, de 

pérennité de l’environnement et de développement responsable du secteur énergétique. Il 

sera important que cette démarche soit proactive en raison des écarts interrégionaux très 

prononcés pour ce qui est de l’énergie et des émissions, ainsi que de l’évolution des réseaux 

d’approvisionnement en énergie et du contexte mondial. 

• Des investissements majeurs seront nécessaires dans un proche avenir pour mettre en 

valeur de nouvelles sources d’énergie, répondre à la demande croissante et remplacer 

les infrastructures vieillissantes. Nous disposons d’énergie en grande abondance, y 

compris les ressources des régions nordiques et extracôtières, et l’éolien, qui nécessite 

des infrastructures de transport pour la livrer sur les marchés. De plus nombreuses 

infrastructures interprovinciales seront également nécessaires pour les besoins de 

production d’électricité. Les investissements qu’il faudra consentir devront être acceptés et 

encouragés par le grand public. 

• L’analyse appropriée et adéquate des enjeux énergétiques continuera d’orienter la prise de 

décisions. Une telle analyse doit reposer sur des données de qualité supérieure. 

Conclusion 

Au Canada, le débat sur l’avenir des ressources énergétiques au pays et sur l’environnement 

s’intensifie. Au moment de planifier l’avenir, les Canadiens auront à prendre de nombreuses décisions 

quant au style de vie qu’ils souhaitent et par rapport à l’effet d’entraînement que ces choix auront à 

l’égard de questions plus vastes ayant une incidence sur l’environnement ainsi que sur l’économie du 

Canada. 

Le Canada a besoin d’une vision et d’une stratégie énergétiques à long terme afin de concilier les 

multiples objectifs visés. Le plan ainsi produit doit être bien intégré à l’échelle régionale, tenir compte 

des enjeux environnementaux et de croissance économique, et être élaboré avec la participation des 

Canadiens. Ce n’est qu’alors que nous serons en mesure de surmonter les obstacles qui se poseront et 

de tirer parti des possibilités qui se présenteront. 

L’ONÉ prévoit contribuer au débat en continuant d’agir en partenaire actif, efficace et averti dans le 

cadre de la participation de la population canadienne aux échanges sur l’avenir énergétique du pays. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xiii

ape r ç u a n a L y t i q u e 

Cette section propose un aperçu des résultats quantitatifs dont il est question dans le rapport. Une 

exploration plus en profondeur de ces résultats fait l’objet des chapitres qui suivent. En outre, des 

tableaux de données provinciales détaillés se trouvent dans les annexes. 

Les questions énergétiques ont une profonde influence sur la vie des Canadiens, et elles ont pris 

une importance encore plus grande ces dernières années. La hausse rapide des prix a inspiré des 

craintes à savoir si l’énergie continuera ou non d’être disponible en quantités suffisantes et à des prix 

raisonnables. De telles inquiétudes à l’égard de la sécurité des approvisionnements sont d’autant plus 

présentes compte tenu des conflits et des tensions géopolitiques, du fait que les ressources classiques 

semblent arriver à leur apogée dans certaines régions du globe, et d’une rapide augmentation de la 

demande énergétique mondiale en raison du rythme de croissance des pays en développement. En 

outre, alors qu’il est de plus en plus évident que la production et la consommation d’énergie ont des 

répercussions sur l’environnement, les Canadiens accordent davantage d’attention au caractère durable 

de la filière énergétique. 

En réaction à ces questions, l’Office national de l’énergie (ONÉ ou l’Office) présente de nouvelles 

perspectives dans le cadre de sa série sur la demande et l’offre d’énergie à long terme. Le rapport 

L’avenir énergétique du Canada décrit les résultats d’analyse obtenus dans le contexte de quatre 

scénarios différents portant sur l’offre et la demande d’énergie pour la période de 2005 à 2030. Il traite 

exclusivement des futurs énergétiques possibles, sans tenter de prédire les répercussions des décisions 

réglementaires rendues par l’Office national de l’énergie. L’Office soumet ces scénarios afin que les 

Canadiens puissent discuter de l’avenir énergétique du pays. 

Aperçu du scénario de référence et des scénarios prospectifs 

Scénario de référence (2005-2015) 

Le scénario de référence porte sur le moyen terme, soit sur la période de 2005 à 2015. L’ONÉ 

est d’avis que c’est sous cette forme que l’offre et la demande d’énergie ont le plus de chances 

de se concrétiser au cours des dix années à venir, compte tenu des tendances actuelles du marché 

énergétique, des perspectives macroéconomiques connues, des prix attendus et de la série de 

programmes gouvernementaux existants. Dans l’ensemble, la production d’énergie, sa consommation 

et les émissions de gaz à effet de serre (GES) continueront de croître. 

Scénarios prospectifs à long terme (2005-2030) 

Dans les trois autres cas, il s’agit de perspectives à long terme qui cherchent à cerner un plus large 

éventail de conséquences sur la filière énergétique. L’analyse de ces trois scénarios prospectifs porte 

sur la période de 2005 à 2030. Les longs délais d’exécution des projets et un lent renouvellement 

xiv 


des stocks font en sorte que les décisions clés doivent être prises tôt afin de pouvoir constater des 

différences dans les résultats d’ici 2030. Par conséquent, les analyses proposées débutent en 2005 et 

chevauchent ainsi la période choisie pour le scénario de référence. Les trois scénarios prospectifs sont : 

• Maintien des tendances, un scénario caractérisé, pendant toute la période à l’étude, par 

le maintien des tendances de fond qui sont apparentes au début. Ici, les changements 

ne sont pas la norme. C’est dans de telles conditions que le Canada connaît la croissance 

économique la plus rapide, associée à des prix modérés pour le pétrole et le gaz. Il résulte 

donc de cette situation que la demande d’énergie, sa production et les émissions de GES 

demeurent élevées. 

• Triple‑E, un scénario où les marchés énergétiques partout dans le monde 

fonctionnent bien, des ententes internationales de coopération existent et les politiques 

environnementales sont efficaces. Il y a recherche d’équilibre entre les objectifs visés 

par les trois E : économie, environnement et énergie. Ce scénario est un entre-deux 

dans le contexte de la croissance de l’économie canadienne, les prix des produits de base 

pétroliers et gaziers y sont les plus faibles, et les programmes et politiques de gestion de 

la consommation sont nombreux. Conséquemment, la demande d’énergie croît beaucoup 

moins rapidement. C’est aussi le scénario dans lequel la production d’énergie est la plus 

faible et où il y a déclin des émissions de GES. 

• Îles fortifiées, un scénario qui met l’accent sur les questions de continuité de 

l’approvisionnement à l’échelle nationale. Il est caractérisé par une agitation géopolitique, 

une absence de confiance et de coopération sur la scène internationale, et des politiques 

gouvernementales protectionnistes. La croissance économique canadienne y est la plus 

faible alors que les prix du pétrole et du gaz sont les plus élevés. Cette combinaison de 

facteurs est à l’origine d’une croissance moins rapide que pour le Maintien des tendances au 

chapitre de la demande d’énergie et des émissions de GES. Par ailleurs, elle occasionne la 

plus forte production de pétrole et de gaz au pays. 

Chaque fois, l’examen en profondeur effectué est celui d’un futur plausible. Il est toutefois peu 

probable que l’un ou l’autre des scénarios précités se concrétise dans son intégralité. À n’en pas douter, 

ou presque, l’avenir des Canadiens sera constitué d’éléments de chacun de ces scénarios. 

Aperçu des hypothèses clés et des résultats quantitatifs 

Hypothèses 

Macroéconomie 

Les projections macroéconomiques constituent un facteur clé du rapport sur L’avenir énergétique 

du Canada. Les variables macroéconomiques, notamment la croissance de l’économie, la production 

brute et le revenu disponible des particuliers, servent à produire des perspectives sur l’offre et la 

demande. La structure de l’économie canadienne (c.-à-d. la production de biens par rapport au secteur 

des services) et la distribution du produit intérieur brut (PIB) selon les régions auront une influence 

sur les tendances de la demande. 

Dans le scénario de référence, la croissance du PIB réel est de 2,9 % pour la période de 2004 à 2015 1 

tandis qu’elle oscille entre 1,8 % et 2,5 % dans les trois scénarios prospectifs pour la période de 2004 

à 2030 (figure AA.1). La croissance économique à long terme varie selon les hypothèses avancées 

1 Le taux de croissance est le taux annuel moyen, l’année de base étant 2004. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xv

en ce qui concerne la main-d’œuvre et la productivité. Toutes autres choses étant égales par ailleurs, 

plus grandes sont les améliorations dans les domaines précités, plus prononcée est la croissance 

économique. Les prévisions macroéconomiques sont aussi fortement influencées par l’orientation 

générale de chacun des scénarios. 

Une vision commune aux trois scénarios prospectifs est une décélération notable de la croissance 

de la main‑d’œuvre, qui s’intensifie au fil du temps. Cette situation est le résultat de facteurs 

2 

1 

0 

xvi 

fIGURE AA.1 

Taux de croissance annuelle moyen du PIB réel, de 

la main-d’œuvre et de la productivité – Scénario de 

référence 2004-2015 et scénarios prospectifs 2004-2030 

en % par année 

3 

pib réel main-d'œuvre productivité 



triple-e 


démographiques, notamment 

le vieillissement de la 

population et la dénatalité. 

Il en résulte des projections 

moyennes de croissance 

économique plus faibles dans 

les trois scénarios que dans 

un passé récent. La croissance 

de la main-d’œuvre selon les 

différents scénarios varie entre 

0,6 % et 1,1 % (figure AA.1). 

La modification des niveaux 

d’apport de l’immigration 

est à l’origine de variations 

démographiques mais ne 

renverse toutefois pas les 

tendances générales. La 

productivité hypothétique 

varie entre 1,2 % et 1,6 %. 

Cette fourchette correspond à 

celle des dernières années ou 

s’en rapproche grandement. 

Après avoir pris en compte 

tous les facteurs, le scénario de référence prévoit que la forte croissance économique se poursuivra. Il 

en va de même avec le Maintien des tendances, qui est celui des trois scénarios prospectifs à l’origine 

de la plus forte croissance économique. La croissance la plus faible est celle prévue pour les Îles 

fortifiées, tandis qu’elle se situe entre les deux en Triple-E. En 2030, comparativement à la situation 

économique prévue au titre du Maintien des tendances, le Triple-E affiche un recul de 7 % et les Îles 

fortifiées de 10 %. 

La croissance économique est liée à la consommation d’énergie. Cela se vérifie tout particulièrement 

dans les industries énergivores du secteur de la production de biens. En Maintien des tendances et en 

Triple-E, le secteur de la production de biens conserve sa part actuelle du PIB. Pour ce qui est des Îles 

fortifiées, un ralentissement de la demande d’exportation de biens manufacturés ainsi que des taux de 

change un peu plus élevés compriment la part occupée par la production des biens tandis que celle du 

secteur des services augmente quelque peu. 

La croissance du revenu disponible des particuliers a elle aussi une incidence sur les tendances de la 

demande d’énergie, surtout dans le secteur résidentiel et celui du transport individuel. Le scénario de 

référence et les scénarios prospectifs font état d’un éventail de taux de croissance du revenu disponible 

des particuliers tenant compte de leur situation économique respective (figure AA.2). 


Certains scénarios sont à 

l’origine de variations de la 

part relative du PIB selon 

la région (figure AA.3). En 

Maintien des tendances, la 

part du PIB selon la région 

varie peu par rapport à ce 

qu’elle est actuellement. 

En Triple-E, l’évolution de 

la croissance économique 

favorisant le Canada 

central est le résultat d’une 

progression relativement forte 

du secteur manufacturier en 

raison d’une solide demande 

d’exportation. Les Îles 

fortifiées subissent l’effet 

contraire alors qu’une faible 

demande d’exportation de 

biens manufacturés, associée 

à des prix élevés pour le 

pétrole et le gaz, handicape les 

régions manufacturières mais 

constitue une manne pour les 

régions pétrolières et gazières. 

Prix de l’énergie 

L’amplitude de la fourchette 

des prix de l’énergie étudiés 

dans le rapport sur L’avenir 

énergétique du Canada rend 

compte des incertitudes à cet 

égard (figures AA.4 et AA.5). 

Le prix du pétrole brut West 

Texas Intermediate (WTI) 

oscille entre 35,00 $US et 

85,00 $US le baril 2. Le prix 

du gaz naturel au carrefour 

Henry se situe entre 5,25 $US 

et 11,40 $US le gigajoule 

(entre 5,50 $US et 12,00 $US 

par MBTU). Habituellement, 

à long terme, ces prix suivent 

3 

2 

1 

0 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

fIGURE AA.2 

Taux de croissance annuelle moyen du secteur des 

biens, du secteur des services et du revenu disponible 

des particuliers – Scénario de référence 2004-2015 et 

scénarios prospectifs 2004-2030 


4 

en % 

100 

0 

secteur des biens secteur des services revenu disponible 

fIGURE AA.3 

Composition régionale du PIB, 2004 et 2030 

12 12 12 14 

18 18 17 21 

2004 2030 

64 66 67 61 

6 4 4 5 

historique maintien des 

tendances 

C.-b. et territoires 



prairies 

l’évolution de ceux du pétrole brut, mais demeurent normalement un peu en retrait en termes 

d’équivalent énergétique, ce qui donne un rapport d’autour 0,84 entre le prix du gaz naturel et celui 

du pétrole. À court terme, ce rapport peut varier grandement. Afin de mieux tenir compte de la teneur 

en carbone plus faible du gaz naturel, ce rapport passe à 0,94 dans le scénario Triple-E. 

2 À moins d’indication contraire, les prix sont exprimés en dollars américains de 2005. 

triple-e 


triple-e Îles fortifiées 

Centre 

atlantique 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xvii

100 

xviii 

fIGURE AA.4 

Prix du pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing, 

en Oklahoma 

en $US de 2005/baril 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

12 

10 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

8 

6 

4 

2 




fIGURE AA.5 

triple-e 


Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane 

en $US de 2005/MbTU 

14 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



triple-e 


Résultats quantitatifs 

Demande d’énergie 


secondaire 

La demande totale d’énergie 

secondaire (pour utilisation 

finale) au Canada a 

augmenté en moyenne de 

1,8 % par année entre 1990 

et 2004. C’est le pourcentage 

dont tient compte le scénario 

de référence pour les années 

2004 à 2015 (figure AA.6). 

Malgré des prix plus élevés 

pour le pétrole et le gaz 

pendant la période à l’étude, 

les attentes sont à l’effet que la 

demande d’énergie demeurera 

robuste alors que le revenu et 

le PIB continueront d’exercer 

une pression vers le haut 

sur la demande de biens et 

de services en rapport avec 

l’énergie. 

Dans le cas des trois scénarios 

prospectifs, la demande 

d’énergie croît entre 0,3 % 

et 1,4 % par année. Puisque 

le Maintien des tendances est 

une prolongation jusqu’en 

2030 du scénario de référence, 

les mêmes hypothèses 

s’appliquent, c’est-à-dire que 

les tendances constatées au 

cours des quelques années 

passées continuent d’être 

présentes. Cependant, la 

croissance économique 

canadienne ralentit quelque peu à l’approche de 2030, au même titre que le revenu disponible des 

particuliers et que la population, tel qu’il est décrit à la section précédente. Par conséquent, selon le 

Maintien des tendances, le taux de croissance de la demande d’énergie recule un peu pour s’établir à 

1,4 % par année. 

En Triple-E, l’économie et le revenu disponible des particuliers connaissent une croissance modérée. 

Même si c’est dans ces conditions que les prix des produits de base sont les plus faibles, le prix 

hypothétique du dioxyde de carbone (CO 2) relève ceux des combustibles livrés jusqu’à des niveaux 

comparables aux prix prévus en Maintien des tendances. Dans ce scénario, il existe deux barèmes de 


prix, alors que les producteurs 

doivent composer avec des 

prix plus faibles pour les 

produits de base (figures AA.4 

et AA.5), mais après livraison 

aux consommateurs, ces prix 

sont plus élevés 3. C’est ici 

que l’importance accordée 

à l’efficacité énergétique 

et à l’environnement 

est la plus grande, les 

politiques et programmes 

gouvernementaux posés en 

hypothèses étant nombreux, 

de sorte que la croissance est 

plus lente en Triple-E, son 

taux annuel moyen étant de 

0,3 % entre 2004 et 2030. 

La demande totale d’énergie 

croît de 0,7 % par année pour 

les Îles fortifiées. Ce scénario est caractérisé par une croissance économique plus faible et des prix des 

produits de base plus élevés, deux éléments qui vont dans le sens d’une décélération de la demande 

totale d’énergie comparativement au Maintien des tendances et aux taux historiques en raison de 

l’effet modérateur du revenu et des prix. 

Offre d’énergie 

Pétrole brut 

Les profils de production de 

pétrole brut élaborés pour 

le scénario de référence et 

les trois scénarios prospectifs 

sont à l’origine de résultats 

divers (figure AA.7). Tous 

les scénarios sont caractérisés 

par un déclin de la production 

de pétrole classique dans le 

BSOC, par une croissance 

modérée suivie d’un déclin 

rapide pour les gisements 

extracôtiers de la côte Est, 

et par un rôle toujours plus 

dominant de la production 

tirée des sables bitumineux. 

fIGURE AA.6 

Demande canadienne totale d’énergie secondaire 


15 000 

14 000 

13 000 

12 000 

11 000 

10 000 

9 000 

8 000 


7 000 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 



fIGURE AA.7 

triple-e 


Perspectives de production de pétrole brut canadien 

en milliers de mètres cubes par jour en millions de barils par jour 

1000 

900 


6 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



triple-e 


3 Le prix final ou prix des combustibles livrés varie selon le type de combustible. Des détails sur le prix final se 

trouvent dans les annexes. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xix 

5 

4 

3 

2 

1

Léger ou lourd, le pétrole brut classique dans le BSOC a amorcé un déclin à long terme. Les effets 

de ce déclin sont quelque peu amoindris pour les Îles fortifiées compte tenu des prix plus élevés 

du pétrole, et en Triple-E étant donné le soutien accordé par le gouvernement à la récupération 

assistée des hydrocarbures (RAH) 4 au moyen de CO 2. Les prix plus faibles en Triple-E ne favorisent 

nullement la mise en valeur de gisements marginaux. Sont particulièrement touchés, dans ces 

conditions, les gisements extracôtiers de la côte Est et les sables bitumineux. Par conséquent, la 

production décroît au cours de la seconde moitié de la période d’analyse. À l’inverse, pour les Îles 

fortifiées, les prix du pétrole incitent à la mise en valeur, ce qui ajoute beaucoup à la production. 

Tous les scénarios tiennent compte d’une hausse de la part de la production tirée des sables 

bitumineux. Les prix médians du pétrole pour le scénario de référence et en Maintien des tendances 

sont suffisants pour favoriser une mise en valeur relativement intense des sables bitumineux. Les 

pressions sur les coûts actuellement exercées et qui touchent les promoteurs de tels projets devraient 

s’amoindrir au fil du temps. La croissance de la production tirée des sables bitumineux se fonde 

sur l’hypothèse qu’il y aura, en temps opportun, développement de nouveaux marchés et ajout à la 

capacité pipelinière, ainsi qu’obtention des approvisionnements voulus de condensats ou d’autres 

diluants à mélanger avec le pétrole lourd. Une autre hypothèse posée à cet égard est que l’industrie 

peut s’acquitter de façon rentable de certaines obligations environnementales. Dans la mesure où 

ces hypothèses ne se confirment pas, les niveaux projetés de production tirée des sables bitumineux 

pourraient ne pas se réaliser. 

En raison du déclin des volumes de brut classique léger et de l’accroissement de la production 

tirée des sables bitumineux, la composition des charges d’alimentation des raffineries évolue et ces 

dernières devront être modifiées pour être en mesure d’accueillir ces nouveaux types de pétrole brut. 

Les investissements dans les raffineries nécessitent énormément de capitaux et exigent la confiance des 

marchés. Les scénarios ne font pas qu’imprimer une certaine orientation aux volumes de production. 

Ils influent aussi sur les décisions prises en aval à l’égard des choix qui s’offrent en matière de 

transformation et de modernisation. Même s’il est supposé qu’il existera toujours un marché pour 

l’ensemble de la production pétrolière, la part revenant aux différents produits au pays, c’est-à-dire la 

composition de l’offre, varie 

fIGURE AA.8 

selon le scénario. 

Exportations de pétrole brut léger canadien 


450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

4 L’expression moins fréquente de récupération améliorée du pétrole est aussi utilisée. 

xx 

50 


0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



triple-e 


2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

Les exportations totales de 

pétrole brut augmentent 

ou demeurent aux niveaux 

actuels (figures AA.8 et 

AA.9). Le maintien des 

tendances suppose de faibles 

augmentations pour ce qui 

est de la demande intérieure 

de pétrole brut léger, et 

un certain déplacement 

du pétrole brut léger 

classique quant aux charges 

d’alimentation à la faveur 

du pétrole brut synthétique. 

En Triple-E, il y a un faible 

recul des exportations vers 

la fin de la période à l’étude, 


comparativement aux 

perspectives présentées pour 

le début de cette période, en 

fIGURE AA.9 

Exportations de pétrole brut lourd canadien 

raison d’un ralentissement en milliers de mètres cubes par jour en millions de barils par jour 

prévu au chapitre de 

l’offre. Les Îles fortifiées 

450 

400 


2,5 

proposent le plus fort volume 350 

d’exportations et la possibilité 

d’un accès au pétrole brut 

de l’Ouest canadien par les 

300 

250 

2,0 

1,5 

raffineries du Québec. Dans 200 

l’ensemble, les exportations 150 

1,0 

de pétrole brut léger et lourd 

reculent en Triple-E. Parmi 

les trois scénarios prospectifs, 

c’est celui des Îles fortifiées 

qui montre la croissance 

100 

50 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

0,5 

0,0 

2030 

la plus forte pour les 

exportations de pétrole brut 


triple-e 

léger et lourd. En Maintien 

des tendances, les exportations 

de pétrole brut léger varient 



peu pendant la période à l’étude tandis que celles de pétrole lourd connaissent une augmentation 

modérée. Quel que soit le scénario, les exportations de pétrole brut léger sont supérieures à celles de 

pétrole lourd. 

Gaz naturel 

Les prix médians pour le scénario de référence et en Maintien des tendances sont à l’origine de 

déclins graduels de la production de gaz naturel canadien alors que, pour les Îles fortifiées, les prix 

élevés la font augmenter 

de façon significative 

(figure AA.10). En Triple-E, 

l’afflux de GNL importé, qui 

finit, en 2030, par répondre 

à un peu plus de la moitié 

des besoins en gaz naturel 

au Canada, maintient les 

prix à un bas niveau. Les 

importations de gaz naturel 

liquéfié (GNL) sont plus 

modestes en Maintien des 

tendances et inexistantes 

pendant la plus grande partie 

de la période à l’étude pour 

les Îles fortifiées. 

La demande de gaz naturel 

au Canada varie beaucoup 

elle aussi. Regroupées, les 

tendances de l’offre et de la 

en millions de mètres 

cubes par jour 

700 


600 

500 

400 

300 

200 

100 

fIGURE AA.10 

Perspectives de production de gaz naturel canadien 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



en milliards de pieds 


triple-e 


OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxi 

24 

21 

18 

15 

12 

9 

6 

3

demande sont à l’origine d’une large fourchette pour les exportations de gaz naturel (figure AA.11). 

La croissance de la demande des dernières années se poursuit en Maintien des tendances en raison 

-50 

-100 

-150 

-3.5 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

xxii 

fIGURE AA.11 

Exportations nettes de gaz naturel canadien 

en millions de mètres 


400 


350 

300 

250 

200 


100 

50 

0 


d’une forte utilisation de 

gaz pour la production 

d’électricité et de pétrole 

tiré des sables bitumineux. 

Alliées au déclin graduel 

de la production, ces 

perspectives d’accroissement 

de la demande ramènent les 

exportations nettes au niveau 

zéro en 2028, alors qu’il entre 

davantage de GNL au Canada 

que le pays n’exporte de gaz 

naturel classique. Au cours 

des dernières années de la 

période à l’étude, le Canada 

devient un importateur net de 

gaz et a beaucoup recours aux 

importations de GNL 5. 

La croissance de la demande 



totale de gaz au Canada n’est 

pas aussi élevée en Triple-E, 

ni pour les Îles fortifiées. En Triple-E, cette situation est attribuable à une plus grande efficacité 

et à une demande gazière moindre en rapport avec les projets des sables bitumineux. Pour les Îles 

fortifiées, elle est le résultat de la hausse des prix de l’énergie et du ralentissement de la croissance 

économique. Dans ce dernier scénario, le potentiel des exportations nettes s’érode légèrement 

jusqu’en 2015, année où le gaz qui commence à être produit dans les régions pionnières permet aux 

exportations annuelles nettes de gaz naturel d’établir de nouveaux records. 

Liquides de gaz naturel 



triple-e 

Les projections en matière d’approvisionnements de liquides de gaz naturel (LGN) provenant des 

usines à gaz sont fondées sur les projections de production de gaz naturel. Les chiffres ainsi obtenus 

peuvent être encore accrus du fait de l’extraction de liquides à partir du gaz du delta du Mackenzie, 

des dégagements gazeux des sables bitumineux, et d’une progression accélérée des coupes lourdes aux 

usines de chevauchement en Alberta. Le gaz de l’Alaska pourrait commencer à être importé au Canada 

ou à y transiter un peu avant 2030. Selon la configuration et les dispositions contractuelles adoptées, 

les liquides que ce gaz renferme pourraient être extraits au Canada afin d’arrondir l’offre intérieure. 

Une autre possibilité serait que le gaz de l’Alaska soit expédié sous forme de GNL sans passer par le 

Canada. Puisque les inconnues demeurent encore fort nombreuses quant au potentiel d’un éventuel 

projet gazier alaskien et, à son échéancier, son envergure et sa configuration, les volumes de ce gaz 

n’ont pas été inclus dans les projections. 

Au vu des prévisions, l’approvisionnement à long terme en éthane est moins fiable. Selon les scénarios 

Maintien des tendances et Triple-E, la demande d’éthane surpassera l’offre d’ici la fin de la période à 

5 Par exportations nettes de gaz, on entend l’écart positif qui existe entre la production de gaz au Canada et la 

consommation de gaz naturel par les Canadiens. Les quantités réelles de gaz qui sortent du pays seront supérieures 

aux exportations nettes étant donné que du gaz est également importé pour consommation au pays ou réexportation 

hors de ses frontières. 

12.5 

10.5 

8.5 

6.5 

4.5 

2.5 

0.5 

-1.5 


l’étude. Il s’agit là d’un résultat direct des diminutions de la production gazière attribuables au recul 

des prix, et d’une demande toujours en hausse de la part du secteur pétrochimique en Alberta. Pour 

les Îles fortifiées, l’offre d’éthane surpasse la demande, à plus longue échéance, en raison d’ajouts 

substantiels à partir des dégagements gazeux des sables bitumineux, d’agrandissements des usines de 

chevauchement, et aussi du gaz du delta du Mackenzie. 

Quel que soit le scénario et tout au long de la période à l’étude, il existe un surplus de propane et de 

butane pour exportation. Toutefois, en Triple-E, l’équilibre entre l’offre et la demande de propane et 

de butane tend à se rompre vers la fin de la période alors que les prix plus faibles des produits de base 

font diminuer la production de gaz naturel. 

Électricité 

Des modifications importantes sont attendues en matière d’offre d’électricité, nombre de 

changements découlant de décisions récentes au sujet de la production et du transport de l’électricité 

(figure AA.12). Même si, quel que soit le scénario, la plus grande partie de l’électricité continue 

d’être obtenue selon des 

moyens de production 

classiques, l’incidence des 

technologies émergentes 

commence à se faire sentir 

sur la composition de la 

production canadienne. 

En Ontario, les centrales 

au charbon existantes sont 

mises hors service d’ici 

2015. Elles sont remplacées 

par des centrales au gaz 

ou nucléaires, ou encore 

par l’éolien ou d’autres 

technologies émergentes. La 

production nucléaire reprend 

de la vigueur dans les trois 

scénarios prospectifs alors que 

cinq centrales de ce type sont 

construites, afin de remplacer 

les plus anciennes et les 

centrales au charbon mises 

au rencart. Des technologies 

émergentes existent 

également pour ce qui est de 

la production d’électricité au 

moyen de charbon avec la 

gazéification intégrée à cycle 

fIGURE AA.12 

Production d’électricité selon le combustible et le scénario 

GWh 

800 000 

700 000 

600 000 

500 000 

400 000 

300 000 

200 000 

100 000 

0 

production selon 

le combustible en 

2005 



2005 



2030 maintien 

des tendances 

Énergie hydraulique/houlomotrice/marémotrice 

Éolien 

biomasse/gaz d'enfouissement/déchets 

uranium 



2030 

Charbon et coke 

gaz naturel 

pétrole 

combiné (GICC) qui deviendra disponible après 2015. Tous les scénarios supposent une utilisation 

accrue de bitume à des fins de cogénération dans la région des sables bitumineux en Alberta. Puisque 

le degré de cogénération dépend du niveau de production des sables bitumineux, il est le plus élevé en 

Îles fortifiées et le moins élevé en Triple-E. 

Les prix élevés du gaz naturel et les inquiétudes au sujet de la continuité des approvisionnements 

favorisent la production à partir du charbon dans le scénario des Îles fortifiées, tandis que les prix 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxiii 

autres

moindres du gaz naturel et les préoccupations environnementales sont des arguments en faveur de 

la production au gaz naturel en Triple-E. Dans ce dernier cas, la mise en valeur d’autres sources 

d’énergie est privilégiée : l’éolien et la biomasse sont plus prévalents que dans les autres scénarios, de 

même que les projets pilotes pour l’énergie houlomotrice et marémotrice. En outre, des centrales de 

GICC, avec capture de CO 2 et stockage (CCS), sont prévues en Alberta et en Saskatchewan après 

2019 au titre de ce scénario. 

Les échanges interprovinciaux d’électricité et les exportations vers les États‑Unis prennent de 

l’ampleur dans presque tous les scénarios. Compte tenu d’une demande qui commence à régresser 

après avoir atteint un sommet, les exportations et les échanges interprovinciaux montent en flèche 

selon les scénarios des Îles fortifiées et Triple-E, même si les causes sont différentes. Pour les Îles 

fortifiées, l’énergie éolienne et l’énergie hydroélectrique sont considérées comme étant sans danger et 

permettant de se prémunir contre les prix élevés des combustibles fossiles. En Triple-E, l’avantage de 

l’éolien et de l’énergie hydroélectrique découle du fait qu’il s’agit d’une production neutre au chapitre 

des GES. En Maintien des tendances, c’est la production hydroélectrique qui permet de répondre en 

majeure partie à la hausse de la demande. Dans ce scénario, un resserrement général de l’offre au pays 

comprime les possibilités d’exportation. 

L’expansion du réseau de transport est requis quel que soit le scénario : à l’intérieur des provinces 

compte tenu de la nouvelle production, afin de permettre une interconnexion interprovinciale accrue, 

et entre le Canada et les États‑Unis de manière à pouvoir accroître les exportations. Dans tous les 

scénarios, de nouvelles structures doivent être érigées du fait que les centrales existantes arrivent à 

la fin de leur vie utile de 40 ans. Il pourrait y avoir d’importants aménagements hydroélectriques 

à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec, au Manitoba et en Colombie-Britannique, et ces travaux 

nécessiteraient des ajouts substantiels et sans précédent aux réseaux de transport. 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

xxiv 

fIGURE AA.13 

Production et écoulement du charbon canadien 

en mégatonnes 

80 

2005 

70 

Historique Scénario de 

référence et 

Maintien des 

tendances 

exportations nettes 

2015 

Triple-E Îles fortifiées Maintien des 

tendances 

demande métallurgique et pour utilisation finale 

2030 

Triple-E Îles fortifiées 

demande thermique 

(au total, la demande thermique, métallurgique et pour utilisation finale au Canada, 

plus les exportations, équivaut à la production canadienne.) 

Charbon 

Dans l’ensemble, la demande 

de charbon au Canada 

diminue et les exportations 

nettes augmentent, ce qui est 

à l’origine d’un recul de la 

production canadienne dans 

les trois scénarios prospectifs 

(figure AA.13). C’est en 

Maintien des tendances que 

la production et la demande 

totales sont les plus élevées. 

En Triple-E, la demande 

d’énergie thermique est la 

plus faible et il y a recours 

à la GICC avec capture de 

CO 2 et stockage. Une faible 

croissance économique et 

des prix élevés mènent à 

une demande d’énergie 

thermique moindre pour les 

Îles fortifiées. La fermeture 

de centrales ontariennes 

alimentées au charbon est 


le facteur qui a la plus grande incidence sur les importations à court et à long terme de charbon 

thermique, alors qu’il est prévu que les exportations de charbon métallurgique prendront de l’ampleur 

compte tenu d’une plus grande place occupée dans les secteurs du fer et de l’acier sur la scène 

internationale. Le succès de la GICC, de la CCS et des autres technologies houillères nouvelles qui se 

préoccupent de questions environnementales sera fonction des coûts ainsi que du degré d’acceptabilité 

par rapport aux autres possibilités en matière de production. Les exportations nettes prennent de 

l’ampleur quel que soit le scénario. 


Dans une large mesure, les émissions de GES suivent les tendances de la demande d’énergie; c’est 

pourquoi elles augmentent avec l’accroissement de la demande. Leur croissance va de ‑0,1 % à 1,5 % 

par année (figure AA.14). À court et à moyen terme, la demande d’énergie suit la logique rigoureuse 

des industries en place, des mécanismes existants, des services offerts et des habitudes ancrées. Selon 

le scénario de référence, il est 

prévu que les émissions de 

GES s’accroîtront de 1,5 % 

par année. En Maintien des 

tendances, cette croissance 

est de 1,2 % par année en 

raison d’une progression 

économique légèrement 

moins marquée. Pour les Îles 

fortifiées, une croissance de 

0,6 % par année des émissions 

de GES est prévue. La hausse 

moins importante dans ce 

scénario, comparativement 

aux données historiques, est 

le résultat direct de la montée 

des prix de l’énergie et du 

ralentissement de la croissance 

économique ainsi que des 

revenus au Canada, exclusion 

faite du secteur pétrolier 

et gazier. En Triple-E, un 

fIGURE AA.14 

Émissions canadiennes totales de GES 


1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



triple-e 


recul de 0,1 % par année des émissions de GES est prévu entre 2004 et 2030. Cette diminution est 

le résultat de politiques visant l’atteinte d’un équilibre entre la consommation d’énergie, les effets 

environnementaux et la croissance économique. 

Il importe de souligner que l’intensité des émissions de GES tout au long du scénario de référence 

et des trois scénarios prospectifs affiche un recul, ce qui signifie des émissions moindres pour la 

production d’une même quantité de biens et de services (figure AA.15). 

Le gouvernement fédéral a récemment fait part de son intention de réduire de 20 %, d’ici 2020, 

les émissions de GES au Canada en fonction de leur niveau de 2006. Les incertitudes sont 

considérables quant aux moyens devant permettre d’atteindre cet objectif. Quel que soit le scénario 

6 Les données historiques sur les émissions de GES correspondent à l’inventaire des émissions de GES au Canada, 

qui englobe tant les émissions d’énergie que les émissions des secteurs autres qu’énergétique. Au cours de la 

période visée par le rapport, les émissions des secteurs autres qu’énergétique augmentent selon le taux de croissance 

de l’économie et sont incluses dans la catégorie autres. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxv

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

xxvi 

fIGURE AA.15 

Intensité des émissions canadiennes de GES 

Intensité (en kt/G$CAN de 2000) 

900 




triple-e 


étudié, le Canada n’atteint 

que partiellement l’objectif 

de « 20 % d’ici 2020 » fixé 

par le gouvernement. Les 

voies pouvant mener à une 

réduction des émissions de 

GES sont nombreuses. Celles 

choisies pourraient avoir de 

profondes incidences sur les 

orientations technologiques 

privilégiées, sur la 

configuration de nos villes et 

de nos filières énergétiques, 

ainsi que sur le comportement 

des consommateurs. Cette 

analyse n’a pas repéré de 

mécanismes spécifiques 

devant permettre d’atteindre 

l’objectif visé. 

Le présent rapport constitue 

une analyse des avenirs énergétiques possibles pour le Canada. Donc, le rapport se concentre 

exclusivement sur les réductions des émissions de GES dans le contexte des activités énergétiques au 

Canada (p. ex., mesures visant à accroître l’efficacité énergétique, amélioration des systèmes de gestion 

de l’énergie ou investissements dans la CCS). L’analyse ne porte pas directement sur les stratégies de 

réduction des émissions de GES. En effet, l’analyse ne tient pas compte de deux des sources possibles 

de réduction des émissions : a) les réductions découlant de mesures prises hors du secteur énergétique, 

comme la séquestration du carbone en agriculture et en foresterie, et b) celles attribuables à l’adoption 

de mécanismes internationaux, comme celui pour un développement du carbone en agriculture et 

en foressterie propre du Protocole de Kyoto, ou à des régimes internationaux d’échanges de crédits 

d’émission de CO 2. La prise en compte de ces deux sources, ainsi que d’autres sources de réduction 

des émissions, dans le cadre d’une gamme complète de stratégies de réduction des GES pourrait jouer 

un rôle de premier plan en vue de l’atteinte de l’objectif canadien de réduction de « 20 % d’ici 2020 ». 

Il faut souligner qu’il subsiste des incertitudes de taille quant à la technologie et à la façon dont 

les consommateurs réagiront à des programmes et des politiques de gestion de la consommation ou 

portant sur les émissions de GES. Au moment où le présent rapport a été rédigé, il a été tenu compte 

de l’information la plus à jour à des fins d’analyse. Cependant, la situation technologique et en matière 

de politique climatique évolue rapidement. Si la technologie devait progresser à un rythme plus rapide 

que ce qui est supposé dans le présent rapport ou encore si les consommateurs et l’industrie devaient 

faire preuve d’une plus grande volonté de changement quant à leur style de vie et à leurs modes de 

production, la réduction des émissions de GES montrerait un profil plus dynamique que celui illustré 

dans l’analyse actuelle. 

Les conclusions que nous avons tirées au sujet des GES montrent clairement que si le Canada veut 

atteindre les objectifs visés pour 2020, d’importants changements de fond devront être apportés à 

notre style de vie ainsi qu’à notre mode de production de biens et de services. En dernier ressort, 

la voie empruntée devra faire l’objet de débats sociétaux et politiques en profondeur au cours des 

prochaines années de manière à assurer un ordre prioritaire équilibré entre diverses questions 

économiques, environnementales et énergétiques. 


Conclusions 

Le rapport sur L’avenir énergétique du Canada met en lumière les nombreux enjeux, au même titre que 

le grand nombre de possibilités, qui existent à l’heure actuelle et qui se manifesteront plus tard, dans le 

secteur de l’énergie et pour les Canadiens individuellement. Les scénarios envisagés explorent un large 

éventail de résultats possibles sur le marché de l’énergie. Un aperçu général des hypothèses clés et des 

résultats quantitatifs en découlant est présenté au tableau AA.1. 

Les principaux résultats de l’analyse peuvent être résumés selon cinq thèmes 

majeurs. 

1. Marchés et ressources énergétiques 

Aucun dérapage n’est prévu sur les marchés canadiens de l’énergie alors que les prix de celle‑ci 

visent à assurer une offre suffisante en fonction de la demande. Il semble qu’à long terme, les 

prix seront plus élevés que par le passé. En général, il appert que les économies nord-américaine et 

mondiale s’ajustent aux prix plus élevés qui ont eu cours récemment. 

La disponibilité future de ressources énergétiques ne devrait pas causer problème. Le type 

et la composition des ressources énergétiques dépendront des niveaux des prix de l’énergie. Dans 

l’ensemble, l’offre énergétique canadienne et la composition des combustibles au pays réagissent 

assez étroitement aux prix, ce qui est à l’origine d’un large éventail de conséquences possibles selon 

les diverses trajectoires pouvant être adoptées par les prix ainsi que selon le modèle socioéconomique 

proposé dans les trois scénarios prospectifs. 

2. Offre, demande et exportations énergétiques 

L’énergie sous forme de combustibles fossiles continue de représenter la majeure partie de l’offre, 

même si des sources d’approvisionnement autres et non classiques commencent à jouer un rôle plus 

important. La diversité des combustibles devrait continuer d’exister au Canada. Tous les scénarios 

illustrent un ensemble de combustibles surtout composé de ressources classiques, mais qui varie en 

termes d’apports des technologies émergentes et des combustibles de remplacement. 

La composition de l’énergie électrique produite sera grandement modifiée avec la croissance prévue 

de l’éolien, du nucléaire et des technologies d’épuration du charbon. 

TAbLEAU AA.1 

Résumé des hypothèses clés et des résultats quantitatifs 

PIb réel Prix de l’énergie 

scénario de référence 2,9 % pétrole : 50 $/b 

(2004-2015) 

gaz : 7 $/mbtu 

maintien des 2,5 % pétrole : 50 $/b 

tendances 

gaz : 7 $/ mbtu 

triple-e 2,2 % pétrole : 35 $/b 

gaz : 5,50 $/ mbtu 

Îles fortifiées 1,8 % pétrole : 85 $/b 

gaz : 12 $/ mbtu 

Demande 

d’énergie 

Production 

pétrolière et 

gazière 

1,8 % pétrole : 4,4 % 

gaz : -0,9 % 

1,4 % pétrole : 2,3 % 

gaz : -1,8 % 

0,3 % pétrole : 0,7 % 

gaz : -4,8 % 

0,7 % pétrole : 3,0 % 

gaz : 0,4 % 

(taux de croissance annuelle moyen de 2004 à 2030 [en % par année], à moins d’indication contraire.) 

Émissions 

de GES 

1,5 % 

1,2 % 

-0,1 % 

0,6 % 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxvii

L’offre d’énergie suit d’assez près les prix, mais ce n’est pas le cas de la demande. La demande 

continue d’être rigide à court terme en raison de la longue durée de vie du parc actuel d’immeubles, 

des véhicules et des principes de conception à l’origine des villes canadiennes. Toutefois, à long terme, 

il existe une possibilité de comprimer la demande en réaction à des politiques et programmes ciblés, 

notamment ceux visant des améliorations en matière d’efficacité énergétique. 

Au Canada, les exportations nettes totales d’énergie devraient augmenter, mais l’augmentation 

varie selon le produit de base et le scénario. Les exportations de pétrole et d’électricité augmentent 

quel que soit le scénario, alors que les exportations nettes de gaz naturel n’augmentent que pour les 

Îles fortifiées. L’accroissement, dans tous les cas, des exportations de pétrole est le résultat direct de 

la production accrue tirée des sables bitumineux. Ces changements auront des conséquences sur les 

infrastructures d’approvisionnement. 

3. Interactions de l’énergie avec l’économie et l’environnement 

La situation économique continue d’être un facteur de premier plan dans le contexte de la filière 

énergétique, et les différentes projections macroéconomiques des trois scénarios prospectifs mènent 

à divers résultats sur le plan de l’énergie, surtout lorsqu’il s’agit de la demande. Quel que soit 

le scénario, la croissance macroéconomique est inférieure à celle observée ces dernières années, 

surtout en raison de la décélération de la croissance démographique et des conséquences d’une telle 

situation sur le recours à une main-d’œuvre appropriée et qualifiée. Ces conséquences devront être 

contrebalancées par des améliorations à la productivité et/ou par une immigration accrue. 

Les Canadiens se préoccupent des changements climatiques. Bon nombre de politiques et de 

programmes sont en cours d’élaboration, aux paliers fédéral et provincial, visant la réduction des 

GES. Afin de traiter de la question des changements climatiques de façon pertinente au Canada, il faut 

prendre des mesures sans tarder et faire appel à toutes les stratégies à notre disposition. Les émissions 

de GES par unité d’énergie consommée diminuent dans chacun des scénarios, mais le taux de cette 

diminution est plus ou moins élevé selon les politiques et les programmes pris en compte. 

4. Composantes de base de l’avenir énergétique du Canada 

À l’intérieur de la filière énergétique, la technologie peut offrir des solutions à de nombreux enjeux, 

et même si elle est de plus en plus présente, l’orientation, le rythme et la portée des changements 

qui en découlent varient d’un scénario à l’autre. Pour les Îles fortifiées, c’est du côté de l’offre que la 

poussée technologique est le plus palpable. En Triple-E, la technologie va nécessairement de pair avec 

l’efficacité énergétique et la réduction des émissions de GES. 

Une politique « intelligente » est requise pour favoriser l’optimisation des objectifs multiples de 

la croissance économique, de la pérennité de l’environnement et du développement du secteur 

énergétique de façon responsable. Des cadres de politique s’étendant au-delà des frontières 

provinciales devront être définis de façon à tenir compte des vastes différences régionales au chapitre 

de l’énergie et des émissions, de l’évolution des réseaux d’approvisionnement en énergie, et des 

modifications de l’environnement sur la scène mondiale. Les Canadiens ont un rôle crucial à jouer, 

pour ce qui est de l’élaboration de la politique à adopter, en précisant la direction à privilégier en 

termes d’objectifs visés. 

Des investissements majeurs seront requis au cours des dix années à venir pour la mise en valeur 

de nouvelles sources d’énergie et aussi pour répondre à la croissance de la demande d’énergie 

ainsi que pour remplacer des infrastructures vieillissantes. À plus long terme, les exigences et les 

enjeux en matière d’infrastructures sont davantage influencés par les circonstances propres au 

xxviii 


scénario, notamment en ce qui concerne le maintien de la diversité sur le plan de la composition des 

combustibles. Toutes les nouvelles infrastructures devront tenir compte des grandes préoccupations 

environnementales au moment de la construction et de l’exploitation. De nouvelles démarches 

devront être adoptées en matière de résolution des différends entre promoteurs et intérêts locaux afin 

d’accroître le degré de prévisibilité de réalisation des projets. Dans certains cas, cela peut signifier une 

plus grande clarté à l’égard des processus réglementaires et de participation du public, et dans d’autres 

cas, en présence de plusieurs compétences, cela peut vouloir dire un recours accru à la notion de 

« guichet unique ». 

Avec un besoin grandissant pour le renouvellement et l’agrandissement de nos infrastructures afin 

de répondre à des besoins énergétiques croissants et variés, il faut que le public accepte mieux ces 

projets et y prenne une part plus active. Il faudra atteindre un équilibre entre acceptation du public 

et décisions devant être prises en temps opportun. En outre, toutes les parties prenantes, y compris 

l’industrie et les gouvernements, devront travailler ensemble en vue d’une acceptation plus étendue. 

Des données de grande qualité constituent un solide fondement pour l’analyse de l’offre et de la 

demande du type de celle effectuée dans le cadre du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. 

Les questions d’énergie étant toujours plus complexes, il faut améliorer et moderniser les bases de 

données statistiques existantes, afin d’habiliter la prise de décisions. 

5. L’avenir énergétique du Canada 

L’analyse suggère une modification en profondeur de plusieurs éléments de la filière 

énergétique 7. Pour surmonter les obstacles et tirer avantage des possibilités qui se présenteront, 

le Canada a besoin d’une vision et d’une stratégie énergétiques à long terme afin de concilier les 

différents objectifs visés. Ce plan doit être bien intégré à l’échelle régionale, tenir compte des enjeux 

environnementaux et de la croissance économique et être élaboré avec la participation des Canadiens. 

L’ONÉ prévoit contribuer au débat en continuant d’agir en partenaire actif, efficace et averti dans le 

cadre de la participation de la population canadienne aux échanges sur l’avenir énergétique du pays. 

7 La filière énergétique est définie comme étant la façon dont les Canadiens produisent et consomment de l’énergie. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxix

av a n t -pr o p o s 

L’Office national de l’énergie (ONÉ ou l’Office) est un organisme fédéral indépendant qui réglemente 

plusieurs aspects du secteur énergétique au Canada. Sa raison d’être est de promouvoir, dans 

l’intérêt public canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l’environnement et l’efficience de 

l’infrastructure et des marchés énergétiques, en s’en tenant au mandat conféré par le Parlement 

au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques 

et du commerce de l’énergie. L’ONÉ s’occupe principalement de réglementer la construction 

et l’exploitation des pipelines internationaux ou interprovinciaux, ainsi que les droits et les tarifs 

connexes. Une autre de ses fonctions importantes consiste à réglementer les lignes internationales 

de transport d’électricité et des lignes interprovinciales désignées. En outre, l’ONÉ réglemente les 

importations et les exportations de gaz naturel, les exportations de pétrole, de liquides de gaz naturel 

et d’électricité, de même que des travaux précis d’exploration pétrolière et gazière dans les régions 

pionnières, en particulier dans le Nord canadien et en mer. 

L’ONÉ recueille et analyse des données au sujet des marchés de l’énergie au Canada par la voie 

de processus réglementaires et aussi grâce à la surveillance des marchés. L’Office est par la suite 

en mesure de produire des documents, des rapports statistiques et des discours sur divers aspects 

commerciaux des produits énergétiques du Canada. Les rapports d’Évaluation du marché de l’énergie 

(ÉMÉ) publiés par l’Office présentent des analyses des principales ressources énergétiques. Ces ÉMÉ 

permettent aux Canadiens de se tenir au courant des perspectives qui se dessinent à l’égard de l’offre 

et de la demande d’énergie et de mieux comprendre les problèmes sous-jacents aux décisions prises 

dans le domaine énergétique. 

Le présent rapport d’ÉMÉ, intitulé L’avenir énergétique du Canada, examine les évolutions possibles 

de la demande et de l’offre d’énergie à long terme au Canada. Les principaux objectifs visés par ce 

rapport sont les suivants : 

• fournir une analyse impartiale, pertinente, globale et avertie de l’offre et de la demande 

d’énergie, ainsi que de leurs incidences économiques et environnementales, afin que les 

parties intéressées par les tendances et les questions énergétiques au Canada puissent s’en 

servir comme norme de référence; 

xxx 

• servir de créneau de discussion avec les parties prenantes et entre elles, tant pendant la 

rédaction du rapport qu’après sa réalisation, autour de questions énergétiques émergentes 

d’importance nationale; 

• informer les décideurs des risques et incertitudes de fond à l’égard de l’avenir énergétique, 

et leur faire part des problèmes de réglementation et autres sur lesquels ils devraient se 

pencher. 

Dans le contexte de la préparation du rapport, l’ONÉ a tenu une série de réunions formelles et 

informelles avec des experts du marché de l’énergie et d’autres parties intéressées. Il apprécie 

l’information et les commentaires qui lui ont été communiqués et il tient à remercier tous les 


participants qui ont contribué de leur temps comme de leur expertise. L’ONÉ tient également à 

remercier les nombreux membres du personnel dévoué qui ont collaboré de près ou de loin à la 

réalisation de ce rapport. 

Quiconque souhaite utiliser le présent rapport dans une instance réglementaire devant l’Office peut le 

soumettre à cette fin, comme c’est le cas pour tout autre document public. Une partie qui agit ainsi se 

trouve à adopter l’information déposée et peut se voir poser des questions au sujet de cette dernière. 

S’adresser aux personnes dont les noms suivent pour tout commentaire ou question au sujet de cette 

ÉMÉ : 

Généralités 

Abha Bhargava courriel : abhargava@neb-one.gc.ca 

Tara Smolak courriel : tsmolak@neb-one.gc.ca 

Stéphane Thivierge courriel : sthivierge@neb-one.gc.ca 




Pétrole et liquides de gaz naturel 

Cliff Brown courriel : cbrown@neb-one.gc.ca 

Bill Wall courriel : bwall@neb-one.gc.ca 

Approvisionnements en gaz 

Paul Mortensen courriel : pmortensen@neb-one.gc.ca 

Approvisionnements en électricité 

Bill Seney courriel : bseney@neb-one.gc.ca 

Charbon 

Louis Morin courriel : lmorin@neb-one.gc.ca 

Émissions de gaz à effet de serre 



OffiCe natiOnaL de L’Énergie xxxi

C h a p i t r e p r e m i e r 

int r o d u c t i o n 

Le rapport de 2007 sur L’avenir énergétique du Canada est fermement 

ancré dans les réalités d’aujourd’hui en matière d’énergie. Il s’agit 

en outre d’un appel à la participation des Canadiens dans le contexte 

des enjeux pressants qui se posent. Ces enjeux sont notamment : 

prix de l’énergie élevés et volatils, agitation géopolitique qui 

perdure, diminution des réserves classiques, besoin de diversification 

de l’offre, infrastructures d’acheminement des produits limitées et 

vieillissantes et préoccupations environnementales grandissantes. 

L’Office national de l’énergie a tenu compte de tous ces facteurs 

pour la production du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. 

Afin de mieux répondre aux besoins des différentes parties 

prenantes, l’Office a adopté ici une démarche hybride, c’est-à-dire 

qu’il a allié une perspective à court terme à des scénarios à long 

terme. Il s’agit d’une progression depuis le rapport précédent 8, 

lequel avait eu recours à deux scénarios opposés : « Pression de 

l’offre » et « Techno-vert ». La nouvelle méthodologie a été 

adoptée en réaction aux commentaires des parties prenantes sur le 

rapport précédent, recommandant l’inclusion d’un scénario de référence et l’étude d’un éventail plus 

large d’incertitudes et de questions dans le cadre de scénarios prospectifs. 

8 L’avenir énergétique du Canada – Scénarios sur l’offre et la demande jusqu’à 2025. Office national de l’énergie, 2003. 

http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/spplydmnd/spplynddmndt20252003/spplydmnd2003-fra.pdf. 


Scénarios – Ce qu’ils sont et 

à quoi ils servent 

un scénario est une « histoire » 

complète qui présente comment 

l’avenir pourrait se dérouler. très 

différente est l’analyse de sensibilité, 

qui cherche à établir dans quelle 

mesure les résultats varieront en 

fonction de changements apportés 

aux hypothèses clés. dans un 

scénario, toutes les hypothèses clés 

sont sujettes à modification. Les 

scénarios aident à dégager des 

mesures et des résultats plausibles 

compte tenu du contexte. il favorise le 

cause à effet qui, à son tour, privilégie 

une réaction coordonnée à long 

terme. 

1

L’avenir énergétique du Canada – Démarche adoptée en 2007 

Du fait que plus la période est longue, moins la certitude est grande, la démarche hybride adoptée 

en 2007 a prévu des calendriers d’analyse différents pour le scénario de référence et les scénarios 

prospectifs. Le scénario de référence, jugé le plus probable, est particulièrement éloquent à court 

et à moyen terme. Le calendrier d’analyse du scénario de référence s’étend de 2005 à 2015. Le mot 

« scénario » évoquant un certain degré d’incertitude, les scénarios se prêtent davantage au plus long 

terme. Le calendrier d’analyse des scénarios prospectifs du rapport sur L’avenir énergétique du Canada 

va de 2005 à 2030 9. 

2007 (figure 1.1). Ces trois scénarios visent à : 

2 

fIGURE 1.1 

Scénarios prospectifs de l’ONÉ sur l’avenir énergétique 

Aujourd’hui 

Aujourd’hui 

2007 

Un regard sur des futurs énergétiques possibles 


Maintien des tendances 

Triple-E 

Area of 

Résultats 

Plausible 

plausibles 

Futures 

Demain 

2030 

Scénarios prospectifs 

utilisés dans ce 

rapport 

L’utilisation de scénarios 

prospectifs permet d’avoir 

recours à des perspectives 

variées sur l’évolution de 

la situation énergétique au 

Canada. Il ne s’agit ni de 

prévisions, ni de prédictions, 

mais bien de résultats 

plausibles décrivant un 

éventail de futurs possibles. 

Les scénarios qui peuvent 

représenter des avenirs 

plausibles du marché de 

l’énergie sont nombreux. 

Trois scénarios prospectifs ont 

été choisis afin de représenter 

trois « ensembles » distincts 

de données dans le rapport de 

• favoriser les échanges et les débats sur la façon dont la filière énergétique canadienne 

pourrait évoluer au cours des 25 prochaines années; 

• inviter les parties prenantes dans le secteur de l’énergie à étudier les réactions possibles 

dans le contexte d’un scénario donné; 

• permettre aux parties prenantes et aux décideurs de définir les éléments des résultats 

souhaitables en matière d’énergie. 

Les trois scénarios prospectifs varient en fonction des politiques et programmes gouvernementaux, 

du contexte géopolitique, des valeurs sociétales, des prix de l’énergie, des taux de croissance 

macroéconomique, ainsi que du rythme de l’évolution technologique et des types de technologies. 

Toutefois, les tendances et les relations fondamentales sont maintenues d’un scénario à l’autre. 

Certains des traits communs comprennent un désir de progresser en matière environnementale, 

l’importance continue des échanges commerciaux canado-américains, le rôle des gouvernements 

au Canada, une demande croissante, à l’échelle mondiale, pour des biens et des services dont la 

9 Dans le présent rapport, 2005 représente la première année des prévisions. 


production requière de l’énergie, et la poursuite du déclin des sources d’approvisionnement en énergie 

à l’intérieur des pays membres de l’Organisation de coopération et de développement économiques 

(OCDE). Aucun scénario en particulier n’a été jugé plus probable que les autres. Les scénarios 

prospectifs utilisés dans ce rapport sont : 

• Maintien des tendances, un scénario caractérisé pendant toute la période à l’étude par 

le maintien des tendances de fond apparentes au début. Il se veut une prolongation du 

scénario de référence; 

• Triple‑E, un scénario où les marchés énergétiques fonctionnent bien, des ententes 

internationales de coopération existent et les politiques environnementales sont efficaces. Il 

y a recherche d’équilibre entre les objectifs visés par les trois E : économie, environnement 

et énergie; 

• Îles fortifiées, un scénario où la sécurité est à l’avant-plan des préoccupations du public. Il 

est caractérisé par une agitation géopolitique, une absence de confiance et de coopération 

sur la scène internationale, et des politiques gouvernementales protectionnistes. 

Nombreux sont les facteurs étudiés dans le rapport de 2003 de l’Office qui sont encore pertinents 

de nos jours, et qui continuent donc d’influer sur les scénarios prospectifs privilégiés en 2007. 

L’élément distinctif de la présente analyse est la forte influence du contexte mondial. Les scénarios 

prospectifs sont caractérisés par les perceptions qui prévalent à la grandeur de la planète plutôt que 

par des éléments canadiens bien distincts. Les produits énergétiques de base sont transigés sur les 

marchés internationaux, où le Canada est assujetti aux mêmes risques et profite des mêmes avantages 

que les autres pays. Ces risques et avantages sont intégrés à l’analyse dans le contexte de différentes 

trajectoires pouvant être empruntées par les prix des produits énergétiques de base. 

Le détail de chacun des trois scénarios prospectifs est présenté dans des chapitres distincts du rapport. 

Commentaires des parties prenantes 

À l’occasion d’une série de séances de consultation tenues au pays en 2006 et au début de 2007, 

l’Office a cherché à connaître l’opinion d’experts et de parties prenantes dans le domaine de 

l’énergie au Canada, notamment de représentants de l’industrie, du gouvernement, d’organisations 

environnementales non gouvernementales et du monde universitaire. Les points de vue ainsi recueillis 

ont eu leur rôle à jouer dans la méthodologie utilisée, les hypothèses avancées et l’analyse effectuée. 

Par la voie de ces séances de consultation, il a été possible d’obtenir des renseignements généraux de 

grande valeur 10. 

Structure du rapport 

La structure du rapport sur L’avenir énergétique du Canada traduit bien la démarche analytique adoptée. 

Le « contexte énergétique » sert de toile de fond en présentant sous forme concentrée les questions 

d’importance qui se posent actuellement dans le secteur de l’énergie au Canada. Les analyses du 

scénario de référence et des scénarios prospectifs sont présentées de façon détaillée dans quatre 

chapitres distincts. Chacun de ces chapitres propose de l’information approfondie sur les différents 

produits énergétiques de base et sur des questions connexes, notamment le contexte économique et 

les effets environnementaux. Enfin, le dernier chapitre résume les résultats clés et les implications 

fondamentales selon cinq grands thèmes. Des tableaux détaillés portant sur divers éléments de la 

demande et de l’offre d’énergie pour chaque province et territoire se trouvent dans les annexes. 

10 Des résumés des consultations sont présentés sur le site Web de l’ONÉ au www.neb-one.gc.ca. 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie 3

C h a p i t r e d e u x 

contexte énergétiq ue 

Ce chapitre fournit des renseignements généraux sur des questions essentielles jouant actuellement 

un rôle dans la filière énergétique canadienne. Il traite notamment des prix de l’énergie, des facteurs 

mondiaux, des politiques énergétiques et environnementales, de la façon dont la demande réagit, des 

technologies émergentes, des infrastructures, de la place de l’énergie dans l’économie canadienne, des 

exportations et des réserves. 


Récemment, les prix élevés de l’énergie sont le résultat d’une croissance exceptionnelle de la demande 

dans les pays en développement, d’une pénurie de matériaux, de matériel, de main-d’œuvre et de 

services techniques, ainsi que de tensions géopolitiques. 

Les prix du pétrole brut augmentent depuis janvier 1999, alors que le prix moyen du baril de WTI se 

situait autour de 12 $US. Moins de dix ans plus tard, le pétrole brut s’est transigé à plus de 80 $US 

le baril, sous l’effet conjugué d’un niveau record de la demande d’essence, d’une instabilité dans le 

secteur du raffinage, ainsi que d’un équilibre précaire entre l’offre et la demande. Une faible capacité 

de production de réserve et des inquiétudes de nature géopolitique dans les grands pays producteurs 

que sont l’Irak, l’Iran, le Nigeria et l’Arabie saoudite ont accentué la pression vers le haut exercée sur 

les prix du pétrole brut. 

Les prix du gaz naturel en Amérique du Nord ont eu tendance à augmenter sous la poussée de la 

montée en flèche des prix du pétrole brut sur la scène mondiale et d’un équilibre précaire entre l’offre 

et la demande gazières. Le prix du gaz naturel au carrefour Henry est passé de quelque 2,25 $US/GJ 

(2,35 $US/MBTU) en janvier 2000 à environ 6,65 $US/GJ (7,00 $US/MBTU) en 2007. En outre, 

4 


les perturbations des approvisionnements attribuables au passage d’ouragans ont occasionné des 

hausses subites des prix, qui ont ainsi pu atteindre, pendant une brève période, 13,30 $US/GJ 

(14,00 $US/MBTU), mais la série récente d’hivers doux a aidé à faire contrepoids à des prix qui 

auraient pu atteindre des niveaux encore plus élevés. À l’exception de courtes périodes pendant 

lesquelles les marchés gaziers sont particulièrement déséquilibrés (comme après des perturbations 

des approvisionnements attribuables au passage d’ouragans, pendant des périodes de températures 

extrêmes ou à l’approche de l’atteinte des limites supérieure ou inférieure de la capacité de stockage), 

les prix du gaz naturel ont tendance à évoluer dans le même sens que ceux du pétrole. C’est ainsi 

qu’en général, les prix du gaz se situeront dans la moitié inférieure de la fourchette délimitée, en 

termes d’équivalent énergétique, par le mazout résiduel, dans le bas, et par le distillat (mazout n o 2) 

dans le haut. Ces types de mazout constituent des solutions de remplacement au gaz naturel, surtout 

pour la production d’électricité et le chauffage. 

Par le passé, compte tenu de réserves massives de charbon, non seulement en Amérique du Nord mais 

partout dans le monde, les prix de la houille augmentaient à des taux très modestes variant entre 1 % 

et 2 % par année. Cependant, depuis 2003, la tendance a changé du tout au tout et les prix du charbon 

augmentent d’au moins 10 % par année. Cette évolution de la situation coïncide avec le fait que la 

Chine, un des principaux producteurs de charbon, en est devenue un importateur net plutôt qu’un 

exportateur net du fait de la croissance de la demande intérieure dans ce pays. En 2006, la croissance 

de la consommation mondiale de charbon était attribuable à 70 % à la Chine. 

Les prix de l’électricité en Amérique du Nord ont eu tendance eux aussi à augmenter sous l’influence 

de la hausse des coûts des combustibles comme le charbon, le pétrole, l’uranium ou le gaz naturel, des 

frais associés au respect de normes plus strictes sur les émissions, et des dépenses engagées en vue de 

l’amélioration du réseau de transport afin d’en accroître le degré de fiabilité. Les prix de l’électricité 

peuvent varier selon la région en fonction de la part occupée par les différents combustibles servant à 

sa production, des marges de réserve et de la croissance de la charge. 

Contexte mondial 

Ces dernières années, c’est aux pays en développement, en particulier à la Chine et à l’Inde, qu’est 

attribuable la croissance mondiale de la demande d’énergie. Pendant ce temps, l’offre a eu de la 

difficulté à maintenir le rythme. Les régions productrices de pétrole et de gaz classiques arrivent à 

maturité, et pour maintenir leur production ou à tout le moins en ralentir le déclin, une plus grande 

activité est requise et il faut avoir davantage recours à des interventions technologiques. 

Le pétrole et le gaz sont produits et consommés dans des parties différentes du monde (figure 2.1). 

Pour la plus grande partie, les ressources énergétiques sont concentrées dans des régions 

politiquement instables. Les tensions géopolitiques, le nationalisme économique et politique, au même 

titre que l’opposition locale à des projets de mise en valeur, sont autant d’éléments qui ont limité 

l’accès à de nouvelles ressources dans des régions clés un peu partout dans le monde. Cette réalité 

géopolitique se traduit par des préoccupations au chapitre de la sécurité de l’approvisionnement pour 

les pays consommateurs. 

En 2006, 10,8 milliards de tonnes (79,7 milliards de barils) d’équivalent énergétique du pétrole ont 

été consommés dans le monde, une masse répartie de la façon suivante : 36 % de pétrole, 24 % de gaz 

naturel, 28 % de charbon, 6 % de nucléaire et 6 % d’énergie hydroélectrique (figure 2.2). 


6 

fIGURE 2.1 

Production et consommation de pétrole et gaz dans le monde selon la région, 2006 

Proche- 

Orient 

Production Consommation 

Consommatio 

C Consom 

omm 

ma at on 

(en milliers de barils par jour) 

Afrique Amérique 

du Sud et 

centrale 

Canada Europe et 

Eurasie 

É.-U. et 

Mexique 

source : BP Statistical Review of World Energy, 2007 

fIGURE 2.2 

Asie- 

Pacifique acifique 

30 330 000 000 00 000 0 0 

25 000 

20 200 0 000 

15 1 5 000 

10 1 0 000 0000 

00 

5 000 0 

0 

Consommation mondiale d’énergie primaire 

selon le combustible, 2006 

Énergie hydroélectrique (6 %) 

Nucléaire (6 %) 

Charbon (28 %) 

Pétrole (36 %) 

Gaz naturel (24 %) 


Production o io 

Consommation 

Co m ti 

(en milliards de pieds cubes par jour) 

Pétrole 

Le plus grand producteur actuel de pétrole 

dans le monde est l’Arabie saoudite avec 

1,7 Mm 3/j (10,8 Mb/j). Les É.-U. arrivent 

au troisième rang et le Canada en septième 

place. Il est prévu qu’à peine 15 pays 11 

compteront pour une part pouvant 

atteindre 84 % de la croissance nette de la 

capacité mondiale de production de pétrole 

au cours des dix prochaines années. Par 

ordre de croissance absolue de capacité, 

les cinq premiers pays de cette liste sont 

la Russie, l’Arabie saoudite, le Canada, 

l’Irak et le Brésil. Sur la scène mondiale, 

ce sont les É.-U. qui représentent, et de 

loin, le plus important marché pour le 

pétrole, comptant pour presque 25 % de la 

demande totale (3,27 Mm 3/j ou 20,6 Mb/j). 

11 Ces 15 pays sont la Russie, l’Arabie saoudite, le Canada, l’Irak, le Brésil, le Kazakhstan, l’Iran, le Koweït, l’Algérie, 

le Qatar, la Libye, le Nigeria, les Émirats arabes unis, l’Angola et l’Azerbaïdjan. 

Proche- 

Orient 

Afrique Amérique 

du Sud et 

centrale 

Canada Europe et 

Eurasie 

É.-U. et 

Mexique 

Asie- 

Pacifique 

L’avenir ÉnergÉtique du Canada 

60 

30 

0 


120 

90

Le Canada ne compte que pour 2,5 % de la demande mondiale totale de pétrole (353 milliers m 3/j ou 

2,2 Mb/j). 

Gaz 

C’est en Russie, en Iran et au Qatar que se trouvent presque 60 % des réserves mondiales de gaz 

naturel. En 2006, la Russie était encore une fois le plus important producteur de gaz naturel avec 

1,67 Mm 3/j (59,2 Gpi 3/j) représentant 21 % de la production mondiale totale. Viennent ensuite les 

É.-U., dont la plus grande partie de la production est consommée directement au pays. Le Canada 

arrive troisième et produit plus de 6 % du gaz dans le monde, mais il semble que sa production future 

ne progressera pas et pourrait même régresser. L’Asie constitue le plus gros marché régional pour le 

GNL et accueille 64 % des importations mondiales totales à cet égard, le Japon arrivant largement en 

tête des pays importateurs. 

Charbon 

À l’inverse des réserves de pétrole et de gaz, celles de charbon sont réparties à une vaste échelle dans 

le monde. En outre, le charbon est abondamment disponible. À l’échelle mondiale, le rapport entre 

les réserves et la production de charbon est d’une durée estimative de 147 ans, alors que pour le 

pétrole et le gaz naturel, cette durée est respectivement de 40,5 ans et de 63,3 ans. Le charbon est le 

combustible dont la croissance est la plus rapide dans le monde, tant en termes de consommation que 

de production. Ce combustible est, pour la majeure partie, produit et consommé en Chine. Le Canada 

ne compte que pour 1 % de l’offre et de la demande mondiales de charbon. 

En 2006, cinq pays, soit les É.-U., la Chine, la Russie, le Japon et l’Inde, représentaient plus de 50 % 

de la demande d’énergie primaire dans le monde 12. La part du Canada s’établit autour de 3 %. Entre 

2000 et 2006, la part collective de la Chine et de l’Inde a augmenté de presque 6 % alors que les 

autres pays connaissaient une faible régression à ce chapitre. Nombre de pays développés cherchent 

à comprimer le taux d’accroissement de la demande d’énergie. Toutefois, la consommation des pays 

en développement comme la Chine s’accroît afin de répondre aux besoins d’économies en rapide 

expansion. 

Évolution de la politique énergétique et de la 

politique environnementale 

En matière de politique énergétique et de politique environnementale, les responsabilités au Canada 

sont partagées entre les gouvernements fédéral et provinciaux. L’activité n’aura jamais été aussi 

intense que récemment dans ce domaine. Les provinces ont réagi à l’importance croissante des 

questions énergétiques en produisant des stratégies et des directives d’orientation en la matière. 

Au début de 2007, la Colombie-Britannique a rendu public un document intitulé A Vision for 

Clean Energy Leadership qui se concentre sur les questions d’efficacité énergétique, d’autosuffisance 

en électricité, d’émissions nettes nulles pour ce qui est de la production thermique, de normes 

relatives au portefeuille de sources d’énergie renouvelable et de combustibles de remplacement. En 

Alberta, la loi intitulée Climate Change and Emissions Management Amendment Act et un document 

de stratégie bioénergétique en neuf points portent principalement sur la réduction de l’intensité des 

émissions des grands émetteurs finaux et l’expansion de l’industrie de la bioénergie. La politique 

ontarienne récemment rendue publique en avril 2007 porte surtout sur l’efficacité énergétique et 

12 BP Statistical Review of World Energy, 2007. Les É.-U., la Chine, la Russie, le Japon et l’Inde représentent 52,1 % de 

la demande d’énergie primaire dans le monde. 


les changements dans le secteur de l’électricité. Plusieurs autres directives d’orientation ont été 

annoncées précédemment, notamment sur la conservation, les projets de production d’énergie de 

remplacement à petite échelle, la facturation nette et le financement des infrastructures. Toutes visent 

à faire la promotion d’une consommation efficace de l’énergie tout en réduisant les émissions. Les 

éléments clés de la stratégie énergétique québécoise mise de l’avant en 2006 comprennent la mise 

en valeur accélérée des ressources hydroélectriques et de l’énergie éolienne, l’efficacité énergétique 

sous toutes ses formes et pour toutes les utilisations, ainsi que l’innovation. En Nouvelle-Écosse, 

plusieurs directives d’orientation ont également été produites et elles visent les sources d’énergie 

de remplacement, notamment l’énergie marémotrice, ainsi que les modes de transport hybrides, 

l’efficacité énergétique et la réduction des émissions de GES. 

Entre 1990 et 2004, les émissions de GES au Canada ont augmenté de 26 %. Cette augmentation 

est le résultat d’un certain nombre de facteurs, dont l’accroissement démographique et la 

croissance économique. La consommation accrue de combustibles et la hausse des émissions sont 

en grande partie imputables à la progression des secteurs énergivores de l’économie comme celui 

de la production pétrolière. Au-delà des directives d’orientation en matière d’énergie, plusieurs 

plans d’action sur les changements climatiques 13 ont été rendus publics par des provinces, 

dont la Colombie-Britannique, l’Alberta, le Manitoba, le Québec, la Nouvelle-Écosse et 

Terre-Neuve-et-Labrador, ainsi que par les Territoires du Nord-Ouest. 

Les Canadiens commencent à se reconnaître une certaine responsabilité individuelle pour ce qui est 

de la prise de mesures de protection de l’environnement 14. De ce sentiment émanent des politiques 

et des programmes plus rigoureux. Même si elles ne sont pas encore en vigueur, un certain nombre 

de politiques récemment annoncées par le gouvernement fédéral exigeront des réductions des 

émissions de la part du secteur industriel. Le plan de 2007 du gouvernement fédéral intitulé Prendre le 

virage – Un plan d’action pour réduire les gaz à effet de serre et la pollution atmosphérique cible, en termes 

absolus, des réductions des émissions de GES de 20 %, d’ici 2020, par rapport à leur niveau de 2006. 

Parallèlement, le plan vise une réduction de moitié de la pollution atmosphérique industrielle d’ici 

2015 15. 

Les politiques élaborées, tant d’ordre provincial que fédéral, constituent des étapes importantes sur 

la voie de l’atteinte, par le Canada, de ses objectifs en matière d’énergie et d’environnement. Il s’agit 

pour l’instant de « travaux inachevés ». Les provinces ne sont pas toutes sur un pied d’égalité lorsqu’il 

s’agit d’élaboration de politiques, et tous les secteurs ne sont pas visés dans la même mesure pour ce 

qui est des améliorations en matière de consommation d’énergie et des réductions des émissions de 

GES. Afin de pouvoir profiter d’un large soutien, les politiques et programmes devront maintenir un 

équilibre entre les objectifs économiques, environnementaux et énergétiques visés. 

13 Les changements climatiques sont des modifications des régimes climatiques à long terme, notamment au 

chapitre des températures et des précipitations. Des représentants du milieu scientifique de partout dans le monde 

s’entendent pour dire que les changements climatiques sont attribuables à l’activité humaine, notamment au recours 

à des combustibles fossiles, qui émettent des GES dans l’atmosphère. Pour un complément d’information : http:// 

www.ipcc.ch/ 

14 Par exemple, dans un sondage effectué en septembre 2006 par le Centre de recherche Décima et portant sur l’état 

d’esprit des Canadiens, 91 % des répondants ont dit être d’accord avec l’énoncé suivant : « J’ai une responsabilité 

morale d’améliorer l’environnement pour les générations futures. » Anderson, Bruce. Decima Insights, 12 janvier 

2007. 

15 Les polluants atmosphériques comprennent les oxydes d’azote (NOx ), les oxydes de soufre (SOx ), les composés 

organiques volatils (COV) et les matières particulaires (MP). Le benzène et le mercure, notamment, peuvent aussi 

être inclus dans ce groupe. La pollution atmosphérique a des effets sur la santé et aussi sur l’environnement, par 

exemple sous forme de smog ou de pluies acides. 

8 


Réaction de la demande 16 

Intuitivement, il semble que des prix élevés de l’énergie devraient mener à une diminution de 

la demande. Cependant, la réaction de la demande en matière de consommation d’énergie est 

relativement rigide, en particulier à court terme, ce qui alimente les discussions, surtout dans le 

contexte de prix de l’énergie élevés. Les discussions ont été plus fréquentes au sujet de la réaction 

des consommateurs face à des prix plus élevés dans le contexte de réductions de la demande globale. 

Les habitudes de consommation d’énergie dépendent dans une grande mesure de la composition des 

stocks existants de dispositifs consommant cette énergie. Puisque ces stocks ont une longue durée de 

vie, les possibilités de réduction de la demande sont limitées. En outre, avec l’accroissement de leurs 

revenus, les consommateurs se procurent davantage de biens et de services consommant de l’énergie, 

ce qui contribue à la croissance de la demande. En général, c’est ce qui ressort des données d’ensemble 

sur la demande disponibles à ce jour. 

Malgré une absence inhérente de souplesse et un effet revenu qui contribue à la croissance de la 

demande d’énergie, certaines indications laissent croire que les consommateurs réagissent aux prix 

élevés. Sur le plan qualitatif, d’après certains faits récents, il semble que les Canadiens réagissent 

aux coûts plus élevés de l’énergie en modifiant leur style de vie et leurs habitudes de consommation. 

Même si le volume total d’essence vendue au Canada continue d’augmenter, les tendances qui se 

dégagent en ce qui concerne l’achat de véhicules semblent subir l’influence des prix élevés et volatils. 

En fait, pour la première fois en 2006, plus de la moitié des acheteurs d’automobile ont choisi un 

petit véhicule efficace sur le plan énergétique 17. Toutefois, cette tendance mettra des années avant 

d’avoir des répercussions appréciables sur la demande compte tenu du taux de renouvellement du 

parc automobile. Par ailleurs, les améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique ne se traduisent 

pas nécessairement en réductions directes de la demande d’énergie puisque la diminution des frais 

d’exploitation associés à l’économie de carburant pourrait mener à une hausse des voitures-kilomètres 

parcourus (VKP). 

Il existe également un grand nombre d’investissements à faible coût desquels pourraient émaner des 

économies d’envergure à l’intérieur de la filière énergétique existante et qui pourraient manifester leur 

présence ultérieurement. Les propriétaires cherchent des moyens de réduire leurs coûts énergétiques. 

Un sondage récent révèle qu’en 2006, 9 acheteurs de résidence sur 10 à Toronto et à Ottawa 

cherchaient une maison leur permettant d’accroître l’efficacité énergétique 18. Dans la même optique, 

les programmes proposés par Ressources naturelles Canada (RNCan) et portant sur l’efficacité 

énergétique dans les secteurs industriel, commercial et résidentiel suscitent un intérêt de plus en plus 

grand. 

À plus long terme, les consommateurs pourront réagir d’un plus grand nombre de manières 

en présence d’augmentations des prix de l’énergie, de l’imposition de nouveaux programmes 

gouvernementaux ou de la modification des valeurs sociétales car les stocks en place peuvent être 

remplacés au moyen de matériel moins énergivore et les comportements peuvent être façonnés de 

manière à réduire la demande. 

16 Aux fins des présentes, par réaction de la demande il faut entendre, dans le contexte des forces du marché, la 

relation qui existe entre les prix de l’énergie, le revenu et la consommation énergétique, ce qui diffère de la réaction 

de la demande d’électricité, laquelle se rapporte à des réductions intermittentes, négociées ou volontaires, de la 

consommation d’électricité. 

17 Van Praet, Nicolas. « Smaller cars a bigger draw as drivers seek greater fuel economy » (les conducteurs qui 

cherchent à réaliser des économies d’essence se tournent vers les petites voitures), National Post, 1er mars 2007. 

18 Energy Evolution. « Builders say energy efficiency targets will affect affordability » (les constructeurs affirment 

que les cibles visant l’efficacité énergétique auront un impact sur l’abordabilité), 25 septembre 2006. http://www. 

energyevolution.ca. 


Technologies nouvelles ou émergentes 

La technologie est perçue comme une composante importante de la solution aux enjeux 

environnementaux et à la problématique de l’approvisionnement en énergie. Les dernières décennies 

ont connu des progrès technologiques rapides et il est peu probable que la vapeur se renverse. Du 

côté de l’offre, ces progrès visent à permettre de maintenir les niveaux actuels de production classique, 

d’avoir accès à des ressources non classiques, et de développer des sources d’énergie de remplacement. 

Pour ce qui est de la demande, des technologies qui cherchent à accroître l’efficacité énergétique sont 

en cours d’élaboration. Il importe surtout de cerner les technologies à privilégier, l’ampleur du soutien 

à leur accorder et les buts ultimes à viser. 

À bien des égards, le Canada est un grand novateur en matière d’énergie. L’extraction de pétrole et 

de gaz non classiques, les réacteurs canadiens à deutérium-uranium (CANDU) avancés (RCA), les 

combustibles de remplacement, la recherche sur les piles à combustible et la conception d’immeubles 

spécialement adaptés aux climats nordiques sont autant d’exemples de l’innovation canadienne. Voilà 

plus de 30 ans, des stratégies inédites d’investissements réunissant les secteurs public et privé ont mené 

à la création d’installations de recherches sur les sables bitumineux et à l’exploitation des gisements 

de ces sables. Les possibilités pour les 30 années à venir comprennent le déploiement à grande échelle 

de production d’énergie nucléaire, l’épuration du charbon, la gazéification des sables bitumineux 

avec CCS, des combustibles de remplacement à base biologique, des technologies de transport de 

pointe et de fortes améliorations de l’efficacité énergétique. Même si le présent rapport n’en traite 

pas, il est également possible que certaines percées technologiques soient à l’origine de modifications 

fondamentales dans la façon dont les Canadiens produisent de l’énergie ou la consomment. Par 

exemple, une méthode rentable pourrait être mise de l’avant afin de tirer profit des importantes 

ressources en hydrates de gaz au Canada, le pays pourrait entrer dans l’ère de l’hydrogène ou faire une 

percée dans le domaine de la fusion. 

Les technologies fleuriront en fonction de l’ordre prioritaire social et politique futur. Depuis quelques 

années, les travaux de recherche dans le domaine de l’énergie n’ont pas été en mesure de suivre le 

rythme de la croissance économique 19. Les scénarios du rapport sur L’avenir énergétique du Canada 

décrivent un contexte possible en vue de l’exploration de possibilités technologiques. 

Infrastructures 

Les besoins en nouvelles infrastructures et la signification de tels besoins rendent bien compte de la 

diversité et de la nature étendue de l’économie énergétique au Canada. Alors que des enjeux uniques 

se posent dans les secteurs du pétrole, du gaz naturel et de l’électricité, de nouvelles installations ne 

sont jamais les bienvenues, quel que soit le secteur et peu importe la source d’énergie. Des ajouts aux 

infrastructures, allant de la mise en valeur des sables bitumineux jusqu’à la production et au transport 

d’électricité, sont également requis compte tenu des préoccupations actuelles à l’égard de la qualité de 

l’air et de la nécessité, à plus long terme, de réduire les émissions de GES. 

D’autres facteurs ayant une incidence sur l’exécution en temps opportun des plans visant l’ajout 

d’infrastructures comprennent la disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée et de prestations 

professionnelles, au même titre que l’escalade des coûts des produits et des services. 

19 Investissements privés en recherche et développement dans le secteur de l’énergie : 0,75 % des revenus; 3,8 % 

ailleurs que dans le secteur de l’énergie. Pour un complément d’information : Ressources naturelles Canada, 

Construire des alliances puissantes – Priorités et orientations en sciences et en technologies énergétiques au Canada, Groupe 

consultatif national sur les sciences et technologies relatives à l’industrie durable, 2006. 

10 


En raison des prix actuels et prévus du pétrole ainsi que des engagements substantiels qui ont déjà 

été pris par les promoteurs, les sables bitumineux semblent destinés à dominer les projets de mise 

en valeur dans le secteur amont pendant encore de nombreuses années. Des incertitudes demeurent 

quant à l’ampleur de tels travaux et à leur échéancier compte tenu des inquiétudes à l’égard de la 

disponibilité des ressources aquifères à des fins de transformation, des coûts croissants, du manque de 

main-d’œuvre qualifiée et de la présence en quantités suffisantes de diluants à mélanger au bitume. 

L’accroissement substantiel de la production tirée des sables bitumineux laisse entrevoir qu’il faudra 

ouvrir l’accès à de nouveaux marchés. Dans un tel contexte, les propositions actuellement à l’étude 

de nouveaux pipelines sont nombreuses pour approvisionner certaines régions, aux É.-U., en dehors 

des marchés habituels. Par ailleurs, l’industrie pourrait plus tard porter son attention vers les marchés 

d’outre-mer. Les raffineurs doivent se pencher sur la question des types de pétrole brut à transformer 

afin de tenir compte d’une production tirée des sables bitumineux beaucoup plus imposante en 

raison d’un accroissement des investissements dans ce domaine. Le maintien de prix élevés pour le 

pétrole fait que les propriétaires des ressources, en particulier les provinces, réévaluent les régimes de 

redevances en place. Ce facteur pourrait avoir lui aussi des répercussions sur la réalisation de nouveaux 

projets de mise en valeur et sur leurs échéanciers, dans les régions pionnières comme dans celles 

renfermant des ressources classiques. 

Le marché gazier nord-américain passe graduellement d’autonome qu’il était à une situation où il doit 

de plus en plus faire appel au GNL produit à l’extérieur du continent. L’importance des importations 

en Amérique du Nord dépendra dans une certaine mesure du degré de succès des projets gaziers en 

Alaska, dans le delta du Mackenzie et sur la côte Est, ainsi que de la mise en valeur de ressources non 

classiques comme le méthane de houille (MH) dans l’Ouest canadien et la région des Rocheuses aux 

É.-U., tout cela ayant des incidences supplémentaires sur les infrastructures pipelinières actuelles et 

à venir. La récente escalade des coûts pour les projets dans le Nord ajoute aux incertitudes quant aux 

dates d’entrée en service et soulève certaines inquiétudes au sujet de leur réalisation. Par contre, il est 

prévu que la demande de gaz naturel continuera de croître, surtout pour la production d’électricité, 

ce qui créera un besoin pour la prestation de nouveaux services gaziers destinés au secteur électrique, 

notamment le stockage de gaz. La production de sables bitumineux pousse elle aussi à la hausse de la 

demande de gaz, et elle présente en outre une belle occasion de production efficace d’électricité par 

récupération de chaleur résiduelle (cogénération). 

Partout au Canada, les stratégies provinciales portant sur l’énergie en général et sur l’électricité en 

particulier sont examinées afin d’assurer le caractère approprié des objectifs environnementaux et de 

production. De nouvelles infrastructures substantielles pour les modes de production classiques et les 

technologies émergentes (p. ex., l’éolien, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse) sont 

planifiées ou en cours d’aménagement. La façon dont chaque province prévoit répondre à ses besoins 

uniques dépend de la structure de ses marchés et de ses ressources de production (p. ex., les projets 

d’aménagement hydroélectriques ont tendance à dominer à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec, 

au Manitoba et en Colombie-Britannique, tandis que dans les autres provinces, il y a amalgame de 

ressources thermiques et hydrauliques). À l’heure actuelle, après nombre d’années de croissance faible 

ou inexistante au chapitre du transport, d’importants investissements dans des projets interprovinciaux 

(p. ex., en Alberta et en Ontario) et dans des interconnexions interprovinciales (p. ex., du Québec à 

l’Ontario et du Manitoba à l’Ontario) sont envisagés. Qui plus est, de nouvelles interconnexions avec 

les É.-U. sont également à l’étude. 


Énergie et économie canadienne 

Par habitant, les Canadiens comptent parmi les plus gros consommateurs d’énergie dans le monde. 

Cet état de fait est attribuable en grande partie à notre climat 20, aux industries présentes et à la 

superficie du territoire pour ce qui est du transport des personnes et des marchandises. Le Canada est 

également un pays laborieux. En 2005, il se classait quatorzième, parmi tous les pays du monde, pour 

ce qui est du produit intérieur brut (PIB) par habitant 21. 

L’industrie de l’énergie joue un rôle vital dans l’économie canadienne. Cette industrie 22 comptait 

directement pour 9,9 % 23 du PIB canadien en 2005 et employait directement 2,9 % de la 

main-d’œuvre au pays 24 cette même année. Les revenus d’exportations énergétiques ont totalisé 

87,0 milliards de dollars en 2005, ce qui représentait 20 % de la valeur de tous les biens et services 

canadiens exportés. La part de l’énergie n’a cessé d’augmenter depuis 1998, alors que celle-ci 

comptait pour 8,1 % de la valeur totale des exportations. À 48,1 milliards de dollars, les exportations 

nettes d’énergie en 2005 étaient considérables et ont sans cesse progressé depuis 1990 alors qu’elles 

s’établissaient à 6,7 milliards de dollars 25. En outre, les retombées et les effets indirects de l’industrie 

de l’énergie abondent, touchant les activités et les charges de travail dans des secteurs comme le 

gouvernement, le monde des finances, la construction, les métaux et l’aluminium, les technologies 

émergentes et la recherche et la consultation, sans oublier de nombreuses incidences à l’échelle locale. 

Exportations énergétiques 

Comparés à la taille des marchés énergétiques du pays, les approvisionnements en pétrole, gaz naturel, 

électricité et charbon du Canada sont impressionnants. Compte tenu des écarts importants de la 

demande attribuables aux conditions météorologiques qui prévalent, et compte tenu aussi des énormes 

distances à franchir pour relier sources d’approvisionnement et marchés, la construction de pipelines 

et d’infrastructures de transport à des fins d’interconnexion n’aurait pu constituer une entreprise 

économiquement viable sans la greffe de volumes d’exportation permettant d’absorber une partie des 

frais engagés. En 2006, pour la première fois depuis nombre d’années, la valeur des exportations nettes 

de pétrole du Canada vers les É.-U. était supérieure à celle des exportations nettes de gaz naturel. 

La croissance des exportations de pétrole est le résultat de l’accroissement de la production tirée des 

sables bitumineux et des régions pionnières sur la côte Est. 

Une question qui ne cesse d’être soulevée au sujet du pétrole et des liquides de gaz naturel est celle 

de la mesure dans laquelle l’énergie est exportée dans sa forme brute à moindre valeur plutôt que 

transformée au Canada en des produits à valeur ajoutée destinés à l’exportation. Cette dernière 

20 Le Canada se trouve parmi les dix pays du monde où le nombre de degrés-jours de chauffage est le plus élevé. 

Climate Analysis Indicators Tool : http://cait.wri.org/downloads/DN-HCDD.pdf; tient compte des densités de 

population dans chacun des pays. 

21 Fonds monétaire international : http://www.imf.org/; moyenne canadienne par habitant de 35 105 $US en dollars 

de 2005. 

22 Comprend l’ensemble du secteur pétrolier et gazier et les activités de soutien, l’exploitation minière du charbon, 

les services publics d’électricité et de gaz naturel, les raffineries, le secteur des oléoducs et des gazoducs ainsi que le 

secteur pétrochimique. 

23 En dollars courants de 1997, le pourcentage est de 6 %. Ce pourcentage moindre est attribuable au fait que les 

prix des produits de base servant au calcul du PIB en dollars de 1997 sont de loin inférieurs aux prix de 2005 (taux 

d’inflation plus élevés de 1997 à 2005). 

24 Au total, 365 400 personnes; 290 400 personnes exclusion faite des employés des stations-service. Source : Enquête 

sur la population active, Statistique Canada. 

25 La valeur monétaire des exportations nettes en 1990 est tirée du Guide statistique de l’énergie de Statistique Canada, 

tableau 3.2. 

12 


façon de procéder est à l’origine de revenus d’exportation supérieurs, mais il faut alors compter avec 

les coûts d’aménagement d’infrastructures de transformation et elle va à l’encontre des principes 

économiques classiques voulant qu’il soit plus avantageux de transformer des biens à proximité des 

marchés d’utilisation finale plutôt qu’au point d’extraction. 

Les volumes d’exportation de gaz naturel ont récemment régressé en raison du déclin de la production 

provenant de gisements arrivés à maturité et de la hausse de la demande au pays. Si cette tendance 

devait se maintenir, des coûts pourraient découler de la sous-utilisation des infrastructures en place. 

Les exportations d’électricité sont la conséquence de la taille des infrastructures, construites de 

manière à pouvoir répondre aux besoins de pointe en hiver, ouvrant ainsi la voie à une sous-utilisation 

possible pendant le reste de l’année. La capacité d’exporter et d’importer en dehors des périodes 

de pointe et pendant ces périodes améliore la fiabilité et l’efficacité du réseau. L’idée d’ajouter à la 

capacité de transport est-ouest pourrait signifier un recul des échanges nord-sud avec les É.-U. Dans 

le même esprit, un réchauffement des températures et une diminution des précipitations pourraient 

mener à une baisse des exportations en raison d’une moins grande disponibilité d’énergie électrique à 

de telles fins et d’une consommation accrue d’électricité pour la climatisation en été. 

Les importations et les exportations de charbon canadien sont touchées par les ajouts à la capacité 

de production d’électricité, les types de production choisis et le caractère concurrentiel ou non de ce 

charbon sur les marchés internationaux. Les importations au Canada de charbon thermique subissent 

le contrecoup de la fermeture de centrales en Ontario, tandis que la situation de l’industrie du fer et 

de l’acier à l’étranger et la capacité concurrentielle des producteurs au pays auront des répercussions 

sur les exportations canadiennes de charbon métallurgique. 

Réserves canadiennes 

Le point de départ pour l’élaboration de projections à long terme portant sur la production de pétrole 

brut et de gaz naturel consiste à étudier le potentiel des réserves. Les ressources classiques pour le 

pétrole et le gaz naturel sont calculées d’après des estimations publiées par les organismes provinciaux 

de l’énergie, les offices des hydrocarbures extracôtiers, la Commission géologique du Canada (CGC) 

et l’Office. Les estimations des ressources de bitume sont celles de l’Energy and Utilities Board de 

l’Alberta (EUB) 26. 

À la fin de 2005, les réserves pétrolières restantes du Canada s’établissaient à 28,2 Gm 3 (178 milliards 

de barils), dont 27,5 Gm 3 (173 milliards de barils) de bitume et 0,7 milliard de mètres cubes 

(4,2 milliards de barils) de pétrole brut classique (figure 2.3). 

En tenant compte de ses immenses réserves récupérables de sables bitumineux, le Canada arrive au 

deuxième rang dans le monde, derrière l’Arabie saoudite, en termes de réserves de pétrole. 

Selon le rapport BP Statistical Review of World Energy produit en 2007, le Canada renferme 0,9 % des 

réserves prouvées de gaz naturel dans le monde et compte pour 6,7 % de la production mondiale. Les 

estimations de l’ONÉ en ce qui a trait aux réserves restantes de gaz commercialisable à la fin de 2005 

sont de 1 619 Gm 3 (57,2 Tpi 3). Des ajouts aux réserves de 212 Gm 3 (7,5 Tpi 3) en 2005 ont permis 

de remplacer 125 % de la production de cette même année. L’accroissement des réserves restantes 

est le résultat de plus importants travaux d’exploration et d’une meilleure récupération dans les 

26 Comme ce fut le cas pour la revue Oil & Gas Journal, le rapport BP Statistical Review of World Energy a admis 

comme valables les estimations de réserves établies de bitume, produites par l’EUB, dans son énumération des 

réserves mondiales de pétrole. 


gisements gaziers connus, compte tenu de la forte augmentation des prix du gaz naturel en 2005. Au 

cours de cette même année, les réserves initiales ont augmenté en Alberta, en Colombie-Britannique 

et en Saskatchewan, alors 

45 

40 

35 

30 

25 

20 


10 

5 

0 

14 

fIGURE 2.3 

Réserves prouvées estimatives de pétrole, 2005 

en Gm 3 

arabie saoudite 

Canada 

iran 

irak 

Koweït 

Émirats arabes unis 

venezuela 

russie 

Libye 

nigeria 

É.-u. 

Chine 

qatar 

mexique 

algérie 

brésil 

Kazakhstan 

norvège 

azerbaïdjan 

Oman 

qu’elles ont légèrement 

diminué en Ontario et dans 

les régions pionnières. Avec 

le recul des prix du gaz 

naturel, la progression des 

réserves attribuable aux prix 

en 2005 pourrait en partie 

s’inverser en 2006 27. Depuis la 

déréglementation des marchés 

du gaz naturel au milieu 

des années 1980, le rapport 

entre réserves restantes de 

gaz et production annuelle 

(l’indice de la durée de vie 

des réserves) a régressé et 

est passé de plus de 20 à une 

relative stabilité entre 8 et 10 

depuis 1999. 

Les réserves de charbon sont 

abondantes partout dans le 

monde et comptent pour 

plus de la moitié des réserves 

restantes d’hydrocarbures. 

Le Canada dispose d’importantes réserves de charbon (tableau 2.1). Aux prix actuels, les réserves 

de charbon représentent environ 8 % des ressources, et au taux de production qui prévaut, elles 

suffiraient à répondre à la demande pendant environ un siècle, comparativement à une décennie pour 

le gaz naturel et le pétrole classique. Si le rythme de production devait se maintenir, les réserves de 

sables bitumineux seraient suffisantes pour répondre à la demande pendant plus ou moins 500, mais il 

faut prévoir que cette durée diminuera du fait que la production tirée des sables bitumineux augmente 

rapidement. 

TAbLEAU 2.1 

réserves de sables bitumineux 


Ressources charbonnières au Canada 

(en millions de tonnes) Anthracite bitumineux Subbitumineux Lignite Total 

Ouest canadien 1 2 515 29 255 34 470 10 975 77 215 

est du Canada 2 0 1 480 180 0 1 660 

total 2 515 30 735 34 650 10 975 78 875 

1. saskatchewan, alberta, Colombie-britannique et les territoires 

2. nouvelle-Écosse, nouveau-brunswick et Ontario 

en milliards de barils 

284 

source : ressources canadiennes en charbon, Commission géologique du Canada, 1989. 

27 Toutes les données pour 2006 n’étaient pas disponibles au moment de la rédaction du présent rapport. 

249 

213 

178 

142 

107 

71 

36 

0 


C h a pp it t e r r e O t nr eO 

i s 

scé n a r i o d e référence 

Aperçu du scénario de référence (2005-2015) 

L’ONÉ est d’avis que c’est sous la forme présentée dans le scénario de référence que l’offre et la 

demande d’énergie ont le plus de chances de se concrétiser au cours des dix prochaines années compte 

tenu des tendances actuelles du marché énergétique, des perspectives macroéconomiques supposées, 

des prix attendus et de la série de programmes gouvernementaux existants 28. 

Perspectives macroéconomiques 

Les perspectives macroéconomiques procurent l’information nécessaire, au sujet de l’économie 

canadienne, en vue de l’élaboration de projections de l’offre et de la demande d’énergie. Les facteurs 

clés comprennent le total des biens et services produits, le revenu disponible, la population, la 

productivité et les indicateurs financiers 29. 

28 Seuls les programmes gouvernementaux rendus publics dans leur intégralité et ayant actuellement cours sont pris 

en compte. Le scénario de référence ne tient pas compte des programmes simplement annoncés, comme l’intention 

du gouvernement fédéral d’apporter la dernière main au règlement sur les émissions atmosphériques dans le 

secteur industriel d’ici 2010. Les nouveaux programmes seront inclus dans le scénario de référence des rapports 

subséquents sur l’avenir énergétique du Canada au fil de leur adoption. Dans le présent rapport, ce n’est que dans 

le cadre du scénario prospectif Triple-E qu’il a été tenu compte des programmes annoncés. 

29 À partir d’éléments comme les hypothèses avancées dans le scénario de référence et dans les divers scénarios 

prospectifs, tels qu’ils sont présentés dans les chapitres 3 à 6, Informetrica Limited a produit des prévisions 

macroéconomiques dans chaque cas. 


15

La croissance économique à long terme au Canada varie selon les hypothèses avancées en ce qui 

concerne la main-d’œuvre et la productivité. Toutes autres choses étant égales par ailleurs, plus 

rapide est la progression dans les domaines précités, plus prononcé est le rythme de la croissance 

économique. Une vision commune aux trois scénarios prospectifs est une décélération notable de 

la croissance de la main-d’œuvre, qui s’intensifie au fil de la période de projection. Cette situation 

est le résultat de facteurs démographiques, notamment le vieillissement de la population et une 

faible natalité. La modification des niveaux d’apport de l’immigration est à l’origine de variations 

démographiques mais ne renverse toutefois pas la tendance générale. 

16 

TAbLEAU 3.1 

Variables macroéconomiques clés – Scénario de référence 

2004-2015 1 

1990-2004 2004-2015 

population 1,0 0,8 

main-d’œuvre 1,3 1,1 

productivité 1,4 1,6 

produit intérieur brut 2,8 2,9 

biens 2,5 3,1 

services 3,0 2,8 

revenu disponible des particuliers 1,6 3,0 

taux de change (en $us/$Can) – moyenne 74,0 93,0 

taux d’inflation (en %) – moyenne 2,3 1,7 

1 La comparaison du revenu disponible des particuliers de la période des prévisions 

avec celle de la période de 1990 à 2004 est quelque peu trompeuse puisque 

cette dernière période chevauche deux segments de croissance relativement 

faible, notamment celui de la récession du début des années 1990, et qu’elle a vu 

l’adoption, par les gouvernements fédéral et provinciaux, de politiques privilégiant 

une réduction active de la dette au pays. 

(taux de croissance annuelle moyen [en % par année], à moins d’indication contraire.) 

Dans le scénario de 

référence, l’hypothèse 

posée est celle d’un 

ralentissement de la 

croissance démographique 

au cours des dix années à 

venir, laquelle croissance 

régresse à 0,8 % par 

année après avoir été 

de 1,0 % par année 

pour les années 1990 à 

2004 (tableau 3.1), ce 

qui a des incidences sur 

la main-d’œuvre, dont 

l’augmentation annuelle 

passe ainsi de 1,3 % 

à 1,1 %. L’hypothèse 

suppose également que 

la productivité, mesurée 

en termes de production 

par employé, progresse de 

1,6 % par année au cours 

de la période du scénario 

de référence. 

Par conséquent, le Canada continue de profiter d’une forte croissance de son PIB, qui augmente 

de 2,9 % par année, ce qui se traduit en une hausse de 3,0 % par année du revenu disponible des 

particuliers. 

D’ici 2015, aucun changement n’est prévu quant à la part relative de la production de biens par 

rapport au secteur des services comparativement aux niveaux de 2004. Les biens continuent de 

représenter plus ou moins un tiers du PIB, le reste revenant aux services. La distribution de la 

croissance économique régionale au Canada a des conséquences importantes sur les projections 

de la demande d’énergie puisque chaque industrie et chaque région privilégient certains types de 

combustibles. 

Le scénario de référence illustre une croissance économique, au Canada, dont les principaux moteurs 

sont l'Ontario, l’Alberta, les Territoires du Nord-Ouest et la Colombie-Britannique, ce qui correspond 

aux tendances des 15 dernières années (figure 3.1). 



Prix du pétrole brut 

Même si le Canada compte 

parmi les plus grands pays 

producteurs de pétrole 

dans le monde, sa part de 

la production quotidienne 

totale est inférieure à 3 %, 

et il n’a donc pas d’influence 

sur le prix. Le prix du WTI 

à Cushing, en Oklahoma, 

constitue un des principaux 

repères pour le pétrole brut 

sur la scène mondiale. Le prix 

du brut canadien est établi 

en fonction de celui du WTI 

du fait que les É.-U. ont 

été, depuis fort longtemps, 

un des principaux marchés 

d’exportation du Canada. En 

outre, le marché américain est 

le plus gros du monde pour ce 

qui est du pétrole brut. 

Les prix du pétrole brut sont établis en fonction de l’interaction qui existe entre l’offre et la demande 

d’énergie. Tel qu’il est mentionné au chapitre 2, les prix de l’énergie ont énormément augmenté ces 

dernières années en raison d’une forte demande partout dans le monde et d’une offre précaire. Il 

faut s’attendre à ce que les prix plus élevés de l’énergie favorisent la conservation et soient à l’origine 

d’une offre supplémentaire, ce qui, à court terme, aura un effet modérateur sur ces mêmes prix. Le 

scénario de référence suppose 

que les prix réels du pétrole 

brut régresseront et, à partir 

des niveaux élevés qu’ils ont 

atteint ces dernières années, 

se stabiliseront autour de 

50 $US/baril jusqu’à la 

fin de la période à l’étude 

(figure 3.2). 

Les mélanges de bitume et de 

pétrole lourd classique sont 

moins prisés sur le marché 

que le pétrole léger, car ils 

sont plus difficiles à raffiner 

et ils procurent moins de 

produits à valeur supérieure. 

L’écart entre le pétrole léger 

et le pétrole lourd varie selon 

les conditions de l’offre et 

3,0 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 

fIGURE 3.1 

Taux de croissance réels du PIB – Scénario de référence 

2004-2015 


3,5 

100 


terre-neuve-et-Labrador 

Île-du-prince-Édouard 

OffiCe natiOnaL de L’Énergie 17 

nouvelle-Écosse 

fIGURE 3.2 

nouveau-brunswick 

québec 


en Oklahoma – Scénario de référence 


90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

2000 2005 2010 2015 

Ontario 


manitoba 

saskatchewan 

alberta 

Colombie-britannique 

historique prévisions du scénario de référence 

territoires

de la demande ainsi que selon les valeurs de raffinage sur les grands marchés. L’hypothèse d’un écart 

de 30 % est fondée sur la moyenne des dix dernières années. Elle est appliquée au scénario de base 

comme aux trois scénarios prospectifs. 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

18 

fIGURE 3.3 

Prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane – 

Scénario de référence 


0 

2000 2005 2010 2015 

Prix du gaz naturel 

Les prix du gaz naturel sont 

en majeure partie établis à 

l’échelle continentale compte 

tenu de la nature intégrée 

du marché de l’offre et de 

la demande gazières en 

Amérique du Nord, d’une 

capacité d’importation 

limitée et de la fluidité du 

marché mondial du GNL. Ce 

sont surtout les conditions 

météorologiques et les prix 

des combustibles concurrents 

qui influent sur la demande. 

Certains consommateurs 

industriels ont la capacité de 

commuter entre le pétrole et 

le gaz naturel, en particulier 

dans le Nord-Est des É.-U. C’est ainsi que les prix du gaz naturel ont tendance à suivre ceux du 

pétrole brut 30. Dans le scénario de référence, la relation historique entre gaz naturel et pétrole 

brut est maintenue, le prix du gaz naturel se situant à 84 % de celui du pétrole brut en fonction 

d’un équivalent de contenu en énergie de 6 : 1 (plus ou moins 6 MBTU de gaz naturel par baril de 

pétrole brut). Cela entraîne un prix du gaz naturel au carrefour Henry, en Louisiane, de 6,65 $US/GJ 

(7,00 $US/MBTU). 

Un tel niveau de prix pour le gaz naturel est relativement proche de l’indice de prix moyen pour 

l’offre gazière canadienne pendant la période de 2003 à 2006 (mesuré selon le prix de transfert de 

propriété du gaz dans le réseau de NOVA [TGN] en Alberta). Il est considérablement plus élevé 

que le prix annuel moyen des dix dernières années et rend compte d’une précarisation attendue de 

l’équilibre entre l’offre et la demande en Amérique du Nord. 

Prix de l’électricité 


historique prévisions du scénario de référence 

Les prix de l’électricité sont établis sur les marchés régionaux. Les prix à la consommation tiennent 

compte des coûts de production, de transport et de distribution. Ces prix sont les plus bas dans les 

provinces qui produisent principalement de l’hydroélectricité (p. ex., la Colombie-Britannique, le 

Manitoba et le Québec), lesquelles bénéficient d’une grande proportion d’actifs patrimoniaux à faible 

coût, notamment constitués de centrales hydroélectriques qui, souvent, ont plusieurs dizaines d’années 

et dont les coûts en capital sont amortis dans une large mesure 31. Par exemple, au Québec, le prix de 

30 En général, la limite supérieure est fonction des prix du mazout n o 2 tandis qu’à l’autre extrémité de la fourchette 

se trouve plus souvent qu’autrement le mazout résiduel (MR). 

31 Les actifs patrimoniaux représentent la quantité d’énergie et la capacité énergétique établies pour les actifs de 

production existants à la suite de décisions prises dans le cadre d’un précédent mode de fonctionnement des 

marchés. Cette énergie est généralement vendue sur le marché à un prix reflétant les coûts historiques. 


l’offre pour la partie patrimoniale (165 TWh) est établi de par la loi à 2,79 cents/kWh. En 2006-2007, 

cette partie patrimoniale représentera 95 % de l’électricité distribuée par Hydro-Québec. Le coût de 

la tranche restante de 5 % rendra compte des prix du marché. Dans la plupart des provinces précitées, 

les prix sont fondés sur le coût de la prestation des services aux consommateurs et tiennent compte 

d’un taux de rendement réglementé pour les actifs de production, de transport et de distribution. 

Les coûts sont approuvés par des organismes de réglementation provinciaux, parfois municipaux. Au 

besoin, le coût de la nouvelle production, généralement plus élevé que les coûts patrimoniaux, doit 

aussi être approuvé et intégré à l’ensemble, ce qui est à l’origine d’une hausse des coûts moyens. Ce 

modèle vaut pour l’ensemble des provinces et territoires, sauf en Alberta, où les coûts de production 

varient en fonction des conditions qui prévalent sur des marchés de gros concurrentiels. L’Ontario 

marie les deux méthodes avec un mélange de prix patrimoniaux pour les centrales hydroélectriques, 

nucléaires et alimentées au charbon, et de prix en fonction du marché pour la nouvelle production. 

À l’intérieur d’une province donnée, les prix ont tendance à être plus élevés pour les clients du secteur 

résidentiel, et moindres pour les clients à fort volume des secteurs commercial et industriel, ce qui 

rend compte du coût des prestations à l’endroit de ces marchés. En outre, les gros clients peuvent 

avoir accès à de l’électricité à coûts moindres que ceux proposés par les services publics d’électricité, 

provinciaux ou municipaux. Cette possibilité exige un libre accès aux réseaux de transport (ou un accès 

aux marchés de gros). Un accès aux marchés de gros existe sous une forme ou une autre dans toutes 

les provinces. 

Dans le scénario de référence, les prix augmentent de façon constante du fait que l’accroissement 

de la demande nécessite le recours à une nouvelle production ajoutée à un coût plus élevé. Selon la 

province, les nouvelles installations de production font appel à diverses techniques classiques, dont 

la production au gaz naturel ou au charbon et la remise à neuf de centrales nucléaires, ainsi qu’à des 

technologies émergentes ou de remplacement comme l’éolien et la biomasse. 

Prix du charbon 

Au Canada, les prix du charbon destiné à la production d’électricité varient grandement selon la 

région et sont généralement plus bas dans l’Ouest canadien, rendant compte des coûts propres à 

l’intégration de l’extraction minière et de la production d’électricité (centrales à proximité de la mine). 

Les prix du charbon importé en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et en Ontario reflètent le 

degré de concurrence qui existe sur les marchés internationaux. Le charbon de l’Ouest canadien n’est 

habituellement pas concurrentiel en Ontario lorsque les écarts de qualité et les coûts de transport sont 

pris en compte. 

À court terme, les prix élevés du pétrole et du gaz poussent à la hausse ceux du charbon. Cependant, 

tout au long de la période à l’étude dans le scénario de référence, il est prévu que les pressions 

concurrentielles et les accroissements de la productivité au chapitre de l’exploitation minière et du 

transport ferroviaire feront régresser les prix. 


Les perspectives en matière de demande d’énergie sont fonction du milieu macroéconomique, des prix 

de l’énergie, des améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique, des politiques gouvernementales 

et des conditions météorologiques 32. Le scénario de référence se fonde principalement sur les 

tendances historiques. Au cours des dernières décennies, l’évolution technologique a été sans pareille 

32 Les hypothèses climatiques sont fondées sur les normales établies d’après les moyennes historiques sur 30 ans. 


et le rythme devrait se maintenir. La trajectoire envisagée des futures améliorations technologiques 

suit la voie historique tracée à ce jour. 

Le scénario de référence prend acte de l’existence de plusieurs centaines de programmes et de 

politiques axés sur l’efficacité énergétique, la gestion de la consommation, les travaux de recherche et 

développement, les formes d’énergie émergentes ou de remplacement, ainsi que les combustibles de 

remplacement qui étaient en vigueur au Canada au début de la période à l’étude. 

Tendances de la demande totale d’énergie secondaire 

La demande canadienne totale d’énergie secondaire (ou pour utilisation finale) dans le contexte du 

scénario de référence croît à un rythme de 1,8 % par année de 2004 à 2015, tandis que l’intensité 

énergétique de l’économie 

canadienne progresse de 

1,1 % par année pendant cette 

même période (figure 3.4). La 

progression de l’intensité rend 

compte, dans le scénario de 

référence, de prix de l’énergie 

plus élevés que par le passé. 

Ainsi, comparativement 

aux 15 années précédentes, 

il y a recours accru aux 

améliorations d’application 

simple en ce qui concerne 

l’efficacité énergétique 

ainsi qu’adoption d’un plus 

grand nombre de mesures 

de conservation de l’énergie. 

Malgré tout, la demande 

d’énergie demeure robuste. 

Dans l’ensemble, elle 

continue d’être définie par 

des dispositifs, des industries, 

des services, des modèles et 

des habitudes bien établis. La 

forte progression prévue de l’économie et du revenu soutient les niveaux de croissance de la demande 

d’énergie. 

Il est prévu qu’un des secteurs les plus importants au chapitre de la croissance de la demande 

d’énergie, soit celui de la production énergétique, plus particulièrement les sables bitumineux, compte 

aussi parmi ceux qui progresseront le plus rapidement. C’est ainsi que la part de l’Alberta, par rapport 

à la demande totale d’énergie au Canada en 2015, est celle qui augmente à la plus grande vitesse, 

passant de 26 % à 30 %, un pourcentage qui sera alors identique à celui de l’Ontario 33. 

Demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel 

La demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel au Canada croît à un rythme de 

1,8 % par année pendant la période à l’étude dans le scénario de référence (figure 3.5). La hausse 

33 L’annexe 2 renferme des renseignements détaillés sur la demande d’énergie par province. 

20 

Intensité Demande et PIb 

12 

2,5 

10 

8 

6 

4 

2 

fIGURE 3.4 

Intensité de la demande canadienne totale d’énergie 

secondaire – Scénario de référence 


0 

0,0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

intensité (en pJ/g$Can de 2000) 

indice de la demande (1990 = 1) 

indice du pib (1990 = 1) 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 


du revenu disponible des 

particuliers se traduit par un 

accroissement des dépenses 

des consommateurs qui se 

procurent de plus grosses 

maisons, qu’ils doivent 

éclairer et munir en appareils 

ménagers et électroniques. 

Cette profusion de biens 

de consommation est plus 

importante que les gains 

réalisés en matière d’efficacité 

énergétique, ce qui mène à 

une croissance de la demande 

d’énergie dans le secteur 

résidentiel. 

Au Canada, la composition 

des combustibles dépend 

de ceux disponibles au 

niveau régional, des prix de 

l’énergie et de la demande 

pour utilisation finale. Le 

chauffage des bâtiments et de 

l’eau compte pour environ 

fIGURE 3.5 

Demande canadienne résidentielle d’énergie secondaire 

selon le combustible – Scénario de référence 


1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

produits pétroliers raffinés 

Électricité 

gaz naturel 


biocarburants et formes d'énergie émergentes 

80 % de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel. Dans le Canada atlantique, compte tenu 

d’une absence de gaz naturel par le passé, ce sont l’électricité, le pétrole et la biomasse qui ont servi à 

répondre à la demande. Les provinces riches en ressources hydrauliques, comme le Québec, l’Ontario, 

le Manitoba et la Colombie-Britannique, s’en remettent davantage qu’ailleurs à l’électricité pour 

répondre à cette demande puisque ses prix ont tendance à être concurrentiels par rapport à ceux des 

combustibles. De la même manière, l’Alberta et la Saskatchewan font une utilisation plus grande du 

gaz naturel que les autres régions puisqu’il s’agit dans ces provinces d’un combustible abondant. 

Il existe une certaine commutation de combustible dans le cadre du scénario de référence. Les prix 

élevés prévus pour l’électricité ont un effet modérateur sur la croissance de sa demande, qui pourrait 

autrement être plus importante compte tenu de la hausse du revenu disponible des particuliers. Par 

contre, les prix modérés du gaz naturel favorisent une expansion toujours plus grande des réseaux 

gaziers. 

Ces dernières années, des infrastructures gazières ont été construites au Nouveau-Brunswick et en 

Nouvelle-Écosse, dans les secteurs résidentiel et commercial. En 2005 et en 2006, les prix élevés 

du gaz naturel après le passage des ouragans Katrina et Rita ont été à l’origine d’un ralentissement 

de la demande gazière dans ces provinces. Toutefois, selon le scénario de référence, des prix plus 

modérés du gaz naturel lui permettront de gagner davantage en popularité sur le marché résidentiel. 

D’ici 2015, le gaz naturel représentera 2 % de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel en 

Nouvelle-Écosse et 5 % au Nouveau-Brunswick. 

Les tendances climatiques influent grandement sur la demande résidentielle d’énergie. Des hivers plus 

doux réduiront la demande puisque les besoins de chauffage seront moindres, alors que des étés plus 

chauds l’augmenteront afin de répondre aux besoins de climatisation. Ces variations sont visibles dans 

le profil historique, en dents de scie, de la demande d’énergie dans le secteur résidentiel à la figure 3.5. 


Il importe de savoir que l’ONÉ suppose des régimes climatiques normaux, c’est-à-dire qui respectent 

les moyennes historiques des 30 dernières années. Or, depuis dix ans, les températures au Canada ont 

été plus élevées que celles enregistrées en moyenne sur 30 ans. Par conséquent, les estimations de la 

demande résidentielle d’énergie pourraient présenter des inexactitudes si, pendant la période à l’étude, 

les régimes climatiques ressemblent davantage à ceux des dix dernières années qu’à la moyenne établie 

sur 30 ans 34. 

Demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial 

Il est prévu que la demande d’énergie secondaire dans le secteur commercial au Canada croîtra 

suivant un rythme de 1,4 % par année pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.6). Cela est le 

22 

fIGURE 3.6 

Demande canadienne commerciale d’énergie secondaire 



1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

produits pétroliers raffinés Électricité gaz naturel 

résultat d’une progression 

économique plus lente du 

secteur des services, et aussi 

de prix de l’énergie plus 

élevés. Dans le scénario de 

référence, il semble que 

les prix de l’énergie seront 

à l’origine d’une réaction, 

au chapitre de la demande 

dans le secteur commercial, 

où les possibilités de gains 

d’efficacité énergétique sont 

encore considérables. 

Comme c’est le cas dans 

le secteur résidentiel, la 

composition des combustibles 

dépend des marchés et de 

la disponibilité à l’échelle 

régionale. En général, 

pendant la période à l’étude, 

cette composition demeure relativement constante, même si la balance penche un peu plus du côté du 

gaz naturel en raison des prix élevés de l’électricité 35. 

Demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel 

La demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel au Canada croîtra de façon modérée, 

suivant un taux de 2,0 % par année pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.7). Ce secteur 

comprend la demande de l’industrie manufacturière et forestière, des pêches, de l’agriculture, 

du secteur de la construction et des mines. Dans le secteur industriel, une poignée d’industries 

énergivores comme les fonderies, les aciéries, les alumineries et les cimenteries, les fabricants de 

produits chimiques et d’engrais, le secteur des pâtes et papiers, ainsi que celui du raffinage de produits 

pétroliers et d’extraction de pétrole et de gaz, comptent pour la plus grande partie de la demande 

34 Il n’existe pas d’estimation exacte du degré d’erreur possible. Cependant, l’Office de l’efficacité énergétique suppose 

que les changements climatiques ont été à l’origine de modifications de la demande d’énergie dans le secteur 

résidentiel, entre 1997 et 2004, allant de moins 2 % à plus 4 %. 

35 Certains problèmes de répartition des données dans le secteur commercial peuvent aussi avoir un effet de distorsion 

sur les quotes-parts des différents combustibles. Le secteur commercial sert habituellement de fourre-tout pour 

divers éléments de la demande d’énergie, de sorte que la quote-part du pétrole y a augmenté au cours des dernières 

années. 


d’énergie 36. Ces industries, 

relativement matures, doivent 

affronter une concurrence 

internationale toujours plus 

intense et des taux de change 

plus élevés pour le dollar 

canadien. De tels facteurs 

économiques tempèrent la 

croissance de la demande 

énergétique. 

Une exception notable au 

chapitre des tendances de 

la demande dans l’industrie 

lourde est celle du secteur 

pétrolier et gazier. La 

vigueur de ce secteur sert de 

locomotive à la croissance de 

la demande d’énergie dans 

le secteur industriel. Les 

activités touchant les sables 

bitumineux sont énergivores, 

nécessitant de grandes 

quantités de gaz naturel, et 

d’autres combustibles comme 

le pétrole (p. ex., sous forme 

de gaz de distillation, de coke 

de pétrole ou de diesel 37), 

fIGURE 3.7 

ainsi que d’électricité. Les attentes en matière de demande d’énergie dépendent des perspectives de 

production pour les sables bitumineux, lesquelles sont traitées plus en profondeur dans la section 

sur le pétrole. En outre, la présente section renferme des renseignements portant sur les exigences 

énergétiques de l’industrie des sables bitumineux. 

En 2015, l’Alberta compte pour 44 % de la demande industrielle d’énergie au Canada, et 86 % de 

cette demande est celle de l’industrie pétrolière et gazière. La demande de l’Ontario représente, au 

deuxième rang, une tranche de 24 % par rapport à celle de l’ensemble du pays tandis que la part du 

Québec suit à 15 %. Les quotes-parts provinciales varient grandement selon les types d’industries et 

leur intensité énergétique, ainsi qu’en fonction de la disponibilité des combustibles. 

Demande d’énergie dans le secteur des transports 

Demande canadienne industrielle d’énergie secondaire 



7 000 

6 000 

5 000 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 


Électricité 

gaz naturel 


La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 1,6 % par année 

pendant la période de 2004 à 2015 (figure 3.8). Il s’agit d’un pourcentage légèrement inférieur 

au taux historique de 1,9 %, ce qui indique que les incidences de l’accroissement de l’efficacité 

énergétique tempèrent celles de la hausse du revenu disponible des particuliers et de la croissance 

36 En 2004, les industries énergivores comptaient pour 80 % de la demande d’énergie dans le secteur industriel. 

Par ailleurs, l’industrie légère, l’agriculture, la foresterie et la construction comptent chacune pour une partie 

relativement faible de la demande industrielle d’énergie, mais une fois réunies, elles représentent tout de même 

20 % de cette demande. 

37 Aux fins du présent rapport, le diesel consommé est inclus dans le transport à l’égard des véhicules de chantier. 


autres 


(dans « autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie, la vapeur et le 

naphte.)

24 

fIGURE 3.8 

Demande canadienne d’énergie dans le secteur des 

transports selon le combustible – Scénario de référence 


3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

Carburéacteur 

essence 

du PIB. Ce secteur est 

régi par les conditions 

macroéconomiques, les prix 

de l’énergie et les normes 

gouvernementales. 

Le secteur des transports se 

divise en six sous-secteurs : 

sur route – personnes ou 

fret, chantiers, rail, air et mer 

(figure 3.9). Le plus important 

de ces sous-secteurs est celui 

du transport des personnes 

sur route, dont le combustible 

de prédilection est l’essence. 

L’éthanol et les autres 

combustibles de transport 

ne comptent que pour une 

très faible proportion de la 

demande de transport des 

personnes dans ce secteur. 

La part de l’éthanol, qui 

était presque nulle, atteint 1 % en 2015 compte tenu des politiques prévues en la matière en Ontario 

et en Saskatchewan 38. Des prix de l’énergie modérés dans le scénario de référence, alliés à une forte 

croissance du revenu disponible des particuliers, mènent à une hausse importante de la demande 

d’essence et du transport de personnes sur route. 

fIGURE 3.9 


diesel 

mazout lourd 

biocarburants 

Le transport de fret sur route 

et les véhicules de chantier 

consomment principalement 

du diesel. La forte croissance 

industrielle est à l’origine d’un 

accroissement des volumes de 

transport de fret sur route, ce 

qui fait qu’il y a hausse de la 

consommation de diesel. Par 

véhicules de chantier il faut 

entendre ceux qui roulent 

principalement hors des voies 

asphaltées ou publiques, 

notamment ceux utilisés dans 

les secteurs de l’agriculture, 

de la construction et de 

l’exploitation minière. La 

quote-part de ce sous-secteur 

demeure élevée en raison de 

38 En Ontario, l’hypothèse posée est celle que l’éthanol représentera 5 % du volume (3,4 % de l’énergie) par rapport 

à toute l’essence consommée dans la province en 2007. En Saskatchewan, l’hypothèse avancée veut que l’éthanol 

représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 

2007. 

autres 


transports selon le mode – Scénario de référence 


3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

transport de personnes sur route 

transport de fret sur route 


Chantiers 

ferroviaire 

aérien 

maritime 


la croissance prévue pour ce 

qui est des sables bitumineux, 

des activités agricoles et des 

travaux de construction. 

En 2004, le transport aérien, 

ferroviaire ou maritime 

représentait plus ou moins 

14 % de la demande d’énergie 

totale du secteur. Aucun de 

ces pourcentages ne devrait 

varier grandement pendant 

la période à l’étude dans le 

scénario de référence. 

Approvisionnement 

en pétrole 

Pétrole brut et 

équivalents 

Ressources en pétrole brut et 

en bitume 

Les ressources en pétrole 

brut et en bitume au Canada demeurent constantes dans le scénario de référence et les trois scénarios 

prospectifs. Les estimations actuelles des réserves pétrolières restantes établies pour le Canada sont 

de 28,2 Gm 3 (178 milliards de barils), dont 27,5 Gm 3 (173 milliards de barils) pour les gisements 

de sables bitumineux de l’Alberta et 483 Gm 3 (3,0 milliards de barils) pour les réserves de pétrole 

classique dans le BSOC. Aux taux actuels de production au pays, ces données représentent des 

approvisionnements de 181 ans. Les ressources dans l’Est du Canada et les régions pionnières sont 

estimées à 211 Mm 3 (1,3 milliard de barils) 39. 

Production totale de pétrole au Canada 

Dans le scénario de référence, les prix du pétrole demeurent suffisamment porteurs et l’offre de 

sables bitumineux prend toujours plus d’ampleur. Le recul du pétrole classique dans le BSOC est 

largement compensé par la hausse de la production tirée des sables bitumineux et celle sur la côte 

Est. La part de la côte Est tient compte du raccordement de plusieurs gisements satellites ainsi que 

d’une nouvelle découverte de 80 Mm 3 (500 Mb). En 2015, les niveaux de production du scénario de 

référence auront augmenté de 61 % par rapport à ceux de 2005, atteignant 642 000 m 3/j (4,05 Mb/j), 

ce qui, aujourd’hui, placerait le Canada au quatrième rang des producteurs à l’échelle internationale 

(figure 3.10). 

Pétrole brut classique – BSOC 

fIGURE 3.10 

Production totale de pétrole au Canada – 



1 000 

900 


6 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 

Léger classique du bsOC 

Lourd classique du bsOC 

C5+ du bsOC 

Léger de l'est du Canada 

Les projections du scénario de référence sont fondées sur des extrapolations des tendances historiques 

de diminution, en tenant compte des réserves restantes, des possibilités de nouvelles découvertes et de 

la RAH, ainsi que des tendances relatives aux taux de production initiaux des nouveaux puits. 

39 D’autres détails sur les ressources pétrolières du Canada sont présentés à l’annexe 3. 

C5+ de l'est du Canada 

sables bitumineux valorisés 

sables bitumineux non valorisés 


5 

4 

3 

2 

1

Le rapport élevé entre les prix du pétrole et ceux du gaz a entraîné un déplacement à la faveur des 

forages visant du pétrole. Par ailleurs, le récent succès d’exploitation des gisements de pétrole de 

Bakken du bassin Williston, dans le sud-est de la Saskatchewan et le sud-ouest du Manitoba, a permis 

de produire davantage de pétrole brut léger. Cette situation freinera quelque peu la diminution de la 

production dans le BSOC qui dure depuis plusieurs années, après quoi il est prévu que les tendances 

historiques reprendront le dessus compte tenu du degré de maturité du bassin d’approvisionnement et 

compte tenu aussi des réserves restantes. 

Parce que le BSOC est un bassin d’approvisionnement mature, les travaux d’exploration effectués 

mènent à la découverte de gisements d’une amplitude toujours moindre, mais les forages de mise en 

valeur et la RAH, principalement l’injection d’eau, comptent pour une plus large part des ajouts aux 

réserves. 

À la suite du succès remporté par la RAH au moyen de l’injection de dioxyde de carbone (CO 2) dans 

les gisements de Weyburn et de Midale, en Saskatchewan, il est prévu que cette méthode gagnera en 

popularité pour les gisements matures de pétrole partout dans le BSOC. 

Selon le scénario de référence, la production de pétrole brut classique et ses équivalents dans le BSOC 

recommencera à décliner 

vers 2009-2010, tant pour le 

pétrole classique lourd que 

léger, et en 2015, les niveaux 

de production seront de 

52 000 m 3/j (328 kb/j) pour le 

pétrole brut léger classique, 

et de 63 300 m 3/j (399 kb/j) 

pour le pétrole brut lourd 

classique (figure 3.11). En 

2015, la production de pétrole 

brut classique du BSOC aura 

régressé de quelque 30 % 

comparativement aux niveaux 

de 2005. Le condensat est 

principalement dérivé du 

gaz naturel, de sorte que les 

projections associées à sa 

production vont dans le sens 

de celles pour le gaz naturel. 

Dans le scénario de référence, 

les niveaux de production 

de condensat s’établissent à 

22 300 m 3/j (140 kb/j) en 2015. 

Production de brut léger dans l’Est du Canada 

Les projections de production pétrolière pour l’Est du Canada sont dominées par les gisements 

extracôtiers, la production prévue pour l’Ontario étant d’importance mineure. 

Après Hibernia et Terra Nova, en 2005, White Rose a été le troisième gisement extracôtier de 

Terre-Neuve-et-Labrador à entrer en production. Il est prévu que les niveaux de cette production 

totaliseront 66 000 m 3/j (416 kb/j) en 2007 avec l’expansion de White Rose et le retour de Terra Nova 

26 


300 


1,8 

250 

1,6 

200 


100 

fIGURE 3.11 

Production de pétrole classique dans le BSOC – 


50 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 



Condensat 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 


fIGURE 3.12 

Production de brut léger dans l’Est du Canada – 



100 

90 


0,6 

80 

70 

60 

50 

à pleine capacité après des 

travaux de maintenance 

en 2006 (figure 3.12). Le 

gisement de Hebron entre 

en production en 2013. Les 

apports de gisements satellites 

de moindre envergure dans 

le bassin Jeanne-d’Arc sont 

en outre inclus à compter de 

2010 40. 

Il est également supposé 

qu’un nouveau gisement 

de 80 Mm3 (500 Mb) est 

découvert à l’intérieur de 

certains périmètres de la 

côte Est qui étaient jusque-là 

demeurés relativement 

inexplorés, peut-être dans la 

région de la passe Flamande 

ou de la plate-forme 

néo-écossaise en eaux profondes. L’entrée en production du gisement en 2015 pousse les niveaux de 

production à 75 000 m3/j 40 

30 

0,2 

20 

10 

0 

2000 2005 2010 

0,1 

0,0 


Léger classique de l'est du Canada Condensat 

(473 kb/j). 

Offre de sables bitumineux 

Les projections pour la production tirée des sables bitumineux dans le scénario de référence sont 

fondées en grande partie sur l’Évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ) de juin 2006 de l’ONÉ 

intitulée Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 – Mise à jour. 

Les prix de l’énergie avancés dans le scénario de référence sont à l’origine de flux de trésorerie 

suffisants pour que les exploitants dans la région des sables bitumineux cherchent activement à 

rehausser les niveaux de production. L’offre de bitume découle tant de l’extraction à ciel ouvert que de 

la séparation in situ. Pour la majeure partie, les approvisionnements in situ sont le fruit des processus 

thermiques de drainage par gravité au moyen de la vapeur (DGMV) et de stimulation cyclique par 

la vapeur (SCV). L’apport des processus d’injection d’air par la méthode THAI TM et d’injection 

de vapeur de solvants (VAPEX) devrait augmenter avec le temps. Il est supposé que les niveaux de 

« production à froid » ou de sources primaires augmenteront à un taux annuel de 1 % pendant la 

période de projection. 

L’offre de bitume valorisé comprend le bitume produit par extraction à ciel ouvert, par séparation 

in situ et à partir de sources primaires. Cet approvisionnement valorisé regroupe les envois à des 

usines qui se consacrent exclusivement à la valorisation (sur place) et à d’autres qui sont autonomes 

(dans le couloir de raffinage d’Edmonton). Les niveaux de bitume valorisé passent progressivement 

à 290 000 m 3/j (1,82 million b/j) d’ici 2015 et ils représentent alors 65 % de l’offre totale de bitume 

(figure 3.13). L’offre de bitume « non valorisé » régresse en raison de l’entrée en service d’une capacité 

de valorisation toujours plus grande. Dans le scénario de référence, les niveaux de bitume non valorisé 

40 Les estimations présentées ici rendent compte de l’état d’esprit qui prévaut au moment de l’analyse. Certaines 

sont de nature spéculative et pourraient devoir être révisées au fil de l’obtention de nouvelles données. Il sera tenu 

compte de telles révisions dans les analyses futures de l’Office. 


0,5 

0,4 

0,3

500 

400 

300 

200 

100 

28 

fIGURE 3.13 

Production tirée des sables bitumineux au Canada – 



800 

5 


700 

600 

4 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 

sables bitumineux valorisés sables bitumineux non valorisés 

atteignent 154 000 m 3/j 

(970 kb/j) en 2015. 

L’industrie des sables 

bitumineux consomme 

beaucoup de gaz naturel et 

des travaux de recherche 

ont été menés afin de 

réduire sa dépendance à 

l’égard de ce combustible. 

Depuis dix ans, l’efficacité 

énergétique de l’exploitation 

des sables bitumineux s’est 

améliorée à raison de 1 % 

par année. Dans le scénario 

de référence, ce taux 

d’amélioration est maintenu 

jusqu’en 2015. Par ailleurs, 

l’adoption de combustibles de 

remplacement, dans le cadre 

de certains nouveaux projets, 

est envisagée. La gazéification du bitume répondra à la plus grande partie des besoins en combustible 

et en charge d’alimentation pour le projet de DGMV avec usine de valorisation d’OPTI/Nexen à 

Long Lake, devant entrer en exploitation en 2007. L’hypothèse avancée est que la gazéification du 

bitume gagnera graduellement en importance, tant pour les activités de séparation in situ que pour 

celles de valorisation. En outre, les technologies THAI TM et de RASM commenceront à jouer un 

rôle pendant la période 2010-2012. Dans le scénario de référence, l’intensité du gaz naturel acheté, 

de 0,67 kpi 3/j qu’elle était en 2005, s’établit à 0,59 kpi 3/j en 2015. Au total, le gaz naturel devant être 

acheté, exception faite du gaz visant à répondre aux besoins d’électricité sur place, passe de 18,4 Mm 3/j 

(0,65 Gpi 3/j) en 2005, à 51,0 Mm 3/j (1,8 Gpi 3/j) en 2015. 

Bilans de l’offre et de la demande 

Les besoins des raffineries canadiennes en charge d’alimentation sous forme de pétrole brut sont 

fonction de la demande projetée et des niveaux hypothétiques d’exportations et d’importations 

de produits pétroliers. La demande intérieure totale de produits pétroliers était de 290 900 m 3/j 

(1,83 million b/j) en 2005. En 2015, elle atteint 392 400 m 3/j (2,47 Mb/j). 

Au pays, les raffineries sont réparties entre quatre grandes régions : l’Ouest canadien, l’Ontario, le 

Québec et le Canada atlantique. Au Canada, la capacité de transformation de réserve est très faible. 

De deux des trois raffineries du Canada atlantique sortent des produits pétroliers principalement 

destinés au marché d’exportation. À l’exception de la raffinerie de Shell Canada à Scotford, en Alberta, 

les raffineries canadiennes ont pour la plupart plus de 30 ans. Le scénario de référence suppose que 

presque toutes les sociétés se concentreront sur une optimisation de la production et de la circulation 

des produits aux raffineries existantes plutôt que d’investir dans de nouvelles raffineries. 

Les raffineries du Québec et du Canada atlantique n’ont pas accès au pétrole brut de l’Ouest canadien 

et c’est au moyen d’importations qu’elles répondent à la plus grande partie de leurs besoins en charge 

d’alimentation. La production extracôtière de l’Est du Canada peut atteindre le Québec et même 

l’Ontario, cependant, les degrés de qualité du brut et de stabilité des approvisionnements, sans oublier 

3 

2 

1 


les facteurs économiques propres aux importations, feront qu’il sera difficile de remplacer de forts 

volumes importés dans ces marchés. 

Pétrole brut léger 41 – Bilan de l’offre et de la demande 

Les exportations de pétrole brut léger grimpent en flèche pour passer de 110 200 m 3/j (694 kb/j) 

en 2005 à 258 300 m 3/j (1,63 million b/j) en 2015 (figure 3.14). Pour la plupart, les raffineries de 

l’Ouest canadien accueilleront des volumes plus grands de pétrole brut synthétique qui pourraient 

Perspectives et défis pour les sables bitumineux 

La croissance de l’économie mondiale et la multiplicité des mises en chantier qui en découlent et qui ont été 

à l’origine de rapides augmentations de la demande de main-d’œuvre ainsi que des prix des matériaux, 

surtout l’acier et le ciment, sans oublier la très grande activité dans le milieu de la construction en alberta, 

ont fait monter les coûts des travaux dans cette province. Les promoteurs de projets de sables bitumineux ne 

connaissent que trop bien les enjeux propres à la construction et à la mise en service de grosses installations. 

une économie en état de surchauffe signifie une pénurie d’ingénieurs, de directeurs de projets, de maind’œuvre 

qualifiée, de gens de métier et même de matériaux. qui plus est, l’arrivée de capitaux et de 

personnes a fortement mis à l’épreuve les infrastructures de soutien, et le manque d’écoles, de logements, de 

soins de santé et d’autres services essentiels a eu des incidences sur les budgets et les calendriers d’exécution. 

il en a résulté, pour les producteurs présents dans la région des sables bitumineux, une escalade des coûts en 

capital de l’ordre de 40 % à 50 % au cours des deux dernières années. par exemple, de tels coûts en vue de 

l’ajout de capacité intégrée d’extraction à ciel ouvert et de valorisation pendant la période de 2010 à 2011 

tournent autour de 80 000 $ à 100 000 $ le baril par jour. 

La volatilité des prix du pétrole et du gaz, au même titre que celle des écarts entre les prix des pétroles bruts 

léger et lourd, rend beaucoup plus risquée la prédiction des taux de rendement éventuels pour les projets 

de sables bitumineux. aussi, du fait que le prix du pétrole est en dollars américains, le raffermissement du 

dollar canadien a des incidences négatives importantes sur les facteurs économiques des projets. de récentes 

modifications à la politique fiscale portant sur l’élimination de la déduction pour amortissement accéléré 

(dpaa) ont également eu des répercussions. 

L’industrie des sables bitumineux est par ailleurs confrontée à des incertitudes relatives à la conformité 

environnementale, alors que ne sont pas encore entièrement définis les règlements sur les émissions de ges, 

provinciaux comme fédéraux. des règlements provinciaux sur la consommation d’eau, la qualité de l’air et 

l’utilisation des sols ne sont pas, eux non plus, entièrement définis. de plus, le gouvernement de la province 

de l’alberta a entrepris un examen des redevances pétrolières et gazières, notamment celles des sables 

bitumineux. un rapport à ce sujet a été rendu public dans sa version définitive à l’automne 2007. 

toutes ces questions en suspens ont quelque peu ralentit le rythme des activités et un certain nombre de 

sociétés réévaluent les facteurs économiques associés à leurs projets. 

Les occasions qui s’offrent à l’industrie des sables bitumineux sont tout aussi nombreuses. alors que les 

nations du monde défendent leurs ressources avec toujours plus de jalousie, les phénoménales réserves que 

représentent les sables bitumineux au Canada, pays qui profite d’une relative stabilité à l’égard des choix 

politiques et économiques effectués, représentent une cible d’investissement attrayante. Le potentiel des 

innovations technologiques visant à réduire les coûts d’extraction du bitume et de sa valorisation constitue 

un autre attrait. Compte tenu des perspectives voulant que les prix du pétrole demeurent élevés, le taux de 

rendement devrait être suffisant pour assurer une présence accrue dans la région des sables bitumineux. 

41 Par souci de correspondance avec les données de Statistique Canada (StatCan), par « pétrole brut léger » il faut 

entendre l’ensemble du pétrole brut titrant à au moins 26 API et par « pétrole brut lourd » tout le brut titrant à 

moins de 26 API. Le présent rapport reclasse les statistiques d’exportation actuellement disponibles sur le site Web 

de l’ONÉ, lesquelles réunissent pétrole brut moyen (entre 25 API et 30 API) et pétrole brut lourd. 


éventuellement prendre 

la place de 11 700 m 3/j 

(74 kb/j) de pétrole brut léger 

classique, lequel pourrait alors 

être exporté. 

Pétrole brut lourd – Bilan de 

l’offre et de la demande 

Les exportations de pétrole 

brut lourd passent de 

149 200 m 3/j (940 kb/j) 

en 2005 à 178 900 m 3/j 

(1,13 million b/j) en 2015, 

mais la progression n’est pas 

constante pendant la période à 

l’étude (figure 3.15). Certaines 

raffineries de l’Ouest canadien 

pourraient également être 

en mesure de transformer 

directement du bitume, 

ce qui se traduirait par un 

accroissement de la demande 

intérieure de pétrole brut 

lourd. 


en gaz naturel 

Ressources disponibles 

de gaz naturel au 


Compte tenu des prix 

envisagés dans le scénario de 

référence, la partie restante 

des ressources disponibles de 

gaz naturel commercialisable 

au Canada est estimée à 

12 011 Gm3 (424 Tpi3). 100 

50 

0,5 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 

Offre intérieure de pétrole lourd 

exportations 

Le gaz classique de l’Ouest 

canadien représente presque 

Consommation intérieure 

un tiers de la partie restante des ressources disponibles et il est prévu que de là proviendra une tranche 

équivalant plus ou moins à 80 % de la production projetée de gaz naturel au Canada jusqu’en 2015. 

En outre, l’Ouest canadien renferme d’importantes ressources de gaz naturel non classique, dont du 

MH, du gaz de réservoir étanche et du gaz de schiste. Ces ressources atteignent 1 841 Gm 3 (65 Tpi 3) 

ou 15 % de la partie restante estimative des ressources de gaz naturel. 

30 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

50 

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut lourd – 


en milliers de mètres cubes par jour 

500 

en millions de barils par jour 

450 


3,0 

400 

350 

300 

250 

200 


fIGURE 3.14 

Bilan de l’offre et de la demande, pétrole brut léger – 



500 


450 


3,0 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 

Offre intérieure de pétrole léger 


fIGURE 3.15 

exportations 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 


Les autres ressources de gaz naturel sont regroupées sous le nom d’offre pionnière. Il est estimé que 

les régions pionnières contiennent 6 374 Gm 3 (225 Tpi 3) de gaz naturel commercialisable ou 53 % de 

la partie restante des ressources de gaz naturel commercialisable du Canada, dont seulement une faible 

quantité sera probablement accessible à l’intérieur de la période à l’étude du scénario de référence 42. 

Production et importations de GNL 

Les données estimatives avancées dans le scénario de référence pour ce qui est de la production de 

gaz naturel commercialisable au Canada et des importations de GNL sont présentées à la figure 3.16. 

fIGURE 3.16 

Perspectives de production de gaz naturel – 


en millions de 

mètres cubes par jour 

700 


600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 

bsOC - dissous 

bsOC - sans association 

bsOC - ajouts 

bsOC - mh hC 

bsOC - mh mv 

bsOC - réservoir étanche 

autres 

Île de sable et environs 

panuke 



24 

nouvelle-Écosse - eaux profondes 

terre-neuve 

importations de gnL - est du Canada 

Le scénario de référence 

prévoit que l’Ouest canadien 

demeurera la principale 

source de production gazière. 

Après avoir perdu de la vitesse 

entre 2006 et 2008, les travaux 

de forage de puits de gaz 

naturel dans l’Ouest canadien 

remontent jusqu’autour de 

18 000 par année entre 2009 

et 2015. Ces travaux ont 

ralenti au cours du deuxième 

trimestre de 2006 et en 2007 

en raison du rétrécissement 

des marges attribuable à 

l’escalade des coûts de forage 

et au fléchissement des prix du 

gaz. Une reprise graduelle est 

prévue à partir de 2008, avec 

le recul des coûts de forage 

découlant d’une utilisation 

moindre (auquel facteur il faut 

ajouter la croissance du parc 

d’appareils de forage) et d’un 

raffermissement des prix du 

gaz naturel. 

En dépit de cette reprise des 

activités de forage intenses, 

le maintien de la tendance à 

la baisse pour ce qui est de 

la productivité des nouveaux 

puits mène à une diminution graduelle de la production pendant la période, tel qu’il est illustré à la 

figure 3.16. La production de MH dans l’Ouest canadien augmente de façon continue pour atteindre 

38 Mm3/j (1,4 Gpi3/j) bsOC - schiste 

importations de gnL - québec 

mackenzie 

importations de gnL - C.-b. 

en 2015. 

L’apport de la production de gaz naturel classique dans l’Est du Canada se situe en moyenne à 

12,2 Mm 3/j (0,43 Gpi 3/j) pendant la période du scénario de référence et comprend la production 

de MH ainsi que celle du projet autour de l’île de Sable, en Nouvelle-Écosse, de même que du 

42 Une répartition détaillée de la partie restante des ressources de gaz naturel commercialisable du Canada est 

présentée à l’annexe 4. 


21 

18 


12 

9 

6 

3

gisement McCully, sur la terre ferme, 

au Nouveau-Brunswick. Est aussi 

incluse la production extracôtière du 

projet de Deep Panuke, lequel doit 

entrer en exploitation en 2010 sous 

réserve de l’obtention des approbations 

réglementaires requises et de la prise d’une 

décision commerciale d’aller de l’avant. 

D’importants volumes de gaz découvert 

sont associés à des projets pétroliers 

extracôtiers sur les Grands bancs de 

Terre-Neuve, mais il est prévu que le gaz 

servira à maintenir la pression dans les 

gisements ou autrement sera stocké dans 

des réservoirs jusqu’à ce que la production 

de pétrole ralentisse, ce qui mène au-delà de 

la période visée par le scénario de référence. 

Hypothétiquement, d’ici 2015, trois 

terminaux d’importation de GNL seront 

en exploitation, avec des volumes annuels 

moyens de 39,7 Mm 3/j (1,4 Gpi 3/j). 

À l’heure actuelle, une de ces installations, 

pipelines de raccordement inclus, a obtenu 

les approbations voulues et a été mise 

en chantier avec de premières livraisons 

prévues pour le début de 2008. 

Bilan de l’offre et de la demande 

Dans le scénario de référence, la demande 

de gaz naturel croît de manière constante 

sous la poussée de l’utilisation du gaz dans 

le contexte d’une exploitation plus intensive 

des sables bitumineux et d’une plus grande 

consommation en vue de la production 

d’électricité. Alors que la production 

commence par décliner, puis qu’elle 

se maintient à un niveau relativement 

stable pendant la plus grande partie de 

la période visée, la demande croissante 

de gaz précarise l’équilibre avec l’offre 

(figure 3.17). Même s’il est probable que 

les exportations et les importations de 

gaz naturel entre le Canada et les É.-U. 

varieront d’une année à l’autre ainsi que 

selon les régions en fonction des conditions 

relatives du marché, une réduction 

graduelle de la capacité nette d’exportation 

découle des projections du scénario de 

32 

Gaz naturel non classique 

Le gaz non classique comprend le mh, le gaz de réservoir 

étanche, le gaz de schiste et les hydrates de gaz. 

Le mh est constitué de méthane lié à la vaste surface interne 

du charbon ou adsorbé à l’intérieur de cette même superficie. 

Les ressources de mh se trouvent surtout dans la formation à 

faible profondeur de horseshoe Canyon et dans celle, plus 

profonde, de mannville, toutes deux en alberta. 

Le Canada ne dispose pas encore d’une définition précise pour 

ce qui est du gaz de réservoir étanche. La pratique habituelle 

a été de l’incorporer dans les estimations de 368 gm 3 

(13 tpi 3 ) de ressources se trouvant dans les gisements gaziers 

à faible perméabilité ou « étanches » qui, à l’heure actuelle, 

produisent du gaz classique. aux fins du présent rapport, il est 

utile de faire le constat de ces volumes de manière distincte, 

et des réductions correspondantes ont été apportées dans la 

catégorie du gaz classique. de plus, l’OnÉ est d’avis que les 

ressources gazières attribuées à ces gisements producteurs ne 

font pas état de tous les volumes supplémentaires qui pourraient 

être inclus en tant que gaz de réservoir étanche. il a donc 

rehaussé les estimations de la partie restante des ressources 

de gaz naturel commercialisable, lesquelles totalisent, dans le 

scénario de référence, 595 gm 3 (21 tpi 3 ). il est prévu que du 

gaz de réservoir étanche pourra être produit le long du front 

montagneux en alberta et en C.-b., dans une région connue 

sous le nom de « deep basin », ainsi qu’à partir de la formation 

Jean marie, dans le nord-est de la C.-b., et peut-être même des 

gisements gaziers à faible profondeur du sud-est de l’alberta et 

du sud-ouest de la saskatchewan. 

pour le moment, il n’existe aucun programme de production à 

grande échelle à partir d’horizons schisteux au Canada. dans 

l’Ouest canadien, plusieurs formations schisteuses sont ciblées 

et des essais sont en cours en des lieux choisis. La fracturation, 

naturelle ou attribuable à l’activité humaine, est généralement 

requise afin d’ouvrir la voie jusqu’au trou de forage. en alberta, 

il existe quelques puits qui produisent du gaz ou du pétrole à 

partir de schistes très fracturés. pour le scénario de référence, 

244 gm 3 (8,6 tpi 3 ) de la partie restante des ressources 

commercialisables ont été affectés au gaz de schiste. 

Les hydrates de gaz constituent une autre source possible de 

gaz naturel non classique. ils sont composés de molécules 

de méthane enfermées dans une cage de molécules d’eau 

sous forme de glace qui les enrobent. Les hydrates de gaz 

se retrouvent au fond de l’océan ou dans des régions que 

recouvre le pergélisol sur la terre ferme. La probabilité de 

produire du méthane de façon commerciale au moyen des 

hydrates de gaz d’ici 2030 est très faible; ces derniers n’ont 

donc pas été inclus dans les estimations des ressources non 

classiques. 


éférence à l’égard de la 

production et de la demande 

canadiennes. 

Bien que ne faisant pas 

partie de l’analyse effectuée 

pour le présent rapport, 

il est probable que toute 

réduction des exportations 

nettes de gaz canadien 

pendant la période visée sera 

compensée par une hausse 

des importations de GNL aux 

É.-U. et par l’accroissement 

de la production américaine 

de gaz non classique. Par 

conséquent, les conditions de 

relatif équilibre entre l’offre 

et la demande devraient se 

maintenir sur les marchés 

gaziers nord-américains 

pendant la période du 

scénario de référence, avec un prix moyen du gaz qui devrait continuer de se situer à 6,65 $US/GJ 

(7,00 $US/MBTU). 


Offre et consommation 

fIGURE 3.17 

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – 




500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

50 


0 

0 

2000 2005 2010 2015 

Offre intérieure 





Les perspectives de l’offre de liquides de gaz naturel dérivent principalement de celles pour la 

production du gaz 43. Toutefois, les approvisionnements en propane et en butane proviennent en partie 

du raffinage de pétrole. Par conséquent, au fil des augmentations de la production de pétrole et des 

diminutions de celle de gaz prévues dans tous les scénarios, la part de LGN tirés du pétrole croîtra. 

Quel que soit le scénario, il est supposé que l’extraction des LGN est rentable à long terme compte 

tenu des prix posés en hypothèse. En outre, les volumes de LGN s’accroissent du fait de l’extraction 

de liquides à partir du gaz du delta du Mackenzie (sous réserve de l’obtention des approbations 

réglementaires requises et d’une décision comerciale donnant le feu vert), des dégagements gazeux des 

sables bitumineux, et d’une progression accélérée des coupes lourdes aux usines de chevauchement en 

Alberta. L’accroissement des volumes à partir de ces deux derniers éléments est en partie attribuable 

à la politique favorisant une extraction supplémentaire d’éthane (IEEP) adoptée en 2006 par le 

gouvernement albertain. 

Dans le scénario de référence, tout au long de la période visée, il existe un surplus de propane et de 

butane pour exportation. L’équilibre entre l’offre et la demande de butane se précarise vers le milieu 

de la période à l’étude, mais il est prévu que la demande de butane à titre d’agent de dilution du 

43 Les liquides associés au GNL devraient normalement demeurer à l’intérieur du flux de gaz naturel, de sorte qu’ils 

ne contribuent en rien à l’offre de LGN au Canada, quel que soit le scénario. 


16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2

itume disparaîtra vers 2015. L’entrée en service d’une ou deux des canalisations d’importation de 

condensat proposées à l’heure actuelle pourrait éliminer la demande de butane comme diluant 44. 

Bilans de l’offre et de la demande d’éthane 

L’équilibre entre l’offre et la demande d’éthane devrait être précaire en début de période, avec la 

régression des approvisionnements compte tenu de la diminution de la production de gaz naturel 

classique dans le BSOC 

et de la faible quantité 

supplémentaire disponible 

à partir des dégagements 

gazeux des sables bitumineux 

ou encore en raison de 

l’agrandissement des 

installations d’extraction 

(figure 3.18). Il est probable 

que cette précarité sera 

moindre en 2010, alors que 

de nouvelles installations 

d’extraction du propane 

et que les dégagements 

gazeux des sables bitumineux 

ajouteront quelque 5 800 m3/j (36 kb/j) à la quantité 

d’éthane produit, puis encore 

6 600 m3/j fIGURE 3.18 

Bilan de l’offre et de la demande d’éthane canadien – 



50 


45 

en milliers de barils par jour 

300 

40 

250 

35 

30 

200 

25 

20 


10 

5 


100 

50 

0 

2000 2005 2010 

0 


gaz naturel classique 

mackenzie 

(42 kb/j) en 2015. 

ieep 

demande Par conséquent, il y aura 

un faible excédent à des fins 

dégagements gazeux des sables bitumineux 

d’exportation pendant la 

période de 2010 à 2015. 

Les perspectives de l’offre d’éthane n’incluent pas, quel que soit le scénario, les ressources de la 

côte Est ou de la zone extracôtière de la Colombie-Britannique, ni celles de l’archipel de l’Arctique. 

Par ailleurs, l’éthane présent dans les provinces de l’Atlantique ne permettrait pas d’y soutenir une 

industrie pétrochimique. Conséquemment, à ces endroits, dans les quatre scénarios, l’éthane est laissé 

dans les flux de gaz naturel. 

De l’éthane extrait en 2005, environ 94 % a été consommé par le secteur pétrochimique en Alberta 

sous forme de charge d’alimentation afin de produire de l’éthylène, le reste ayant été utilisé dans des 

projets d’injection de fluides miscibles pour la RAH ou expédié dans d’autres provinces. Il semble 

que la demande d’éthane croîtra lentement puisque le marché de l’éthylène en Amérique du Nord est 

considéré comme saturé. Ainsi, aucune nouvelle usine d’éthylène ne devrait être construite pendant 

la période visée par l’un ou l’autre des scénarios. Du propane est actuellement utilisé en guise de 

complément aux approvisionnements d’éthane aux installations pétrochimiques, une situation qui ne 

devrait pas changer pendant la période à l’étude. 

44 D’autres détails sur l’offre, la demande et le potentiel d’exportation de propane et de butane sont présentés à 

l’annexe 3. 

34 



en électricité 

Capacité et production 

La capacité de production 

augmente de 18 % entre 2005 

et 2015 (figure 3.19). De 

tels ajouts à la capacité sont 

requis afin de répondre aux 

exigences de la charge prévue 

pendant les périodes de 

pointe, tout en conservant des 

marges de réserve appropriées 

à des fins de fiabilité. La 

production croît en moyenne 

de 2 % par année pendant 

la période visée, à partir de 

sources classiques ou non. 

Les investissements requis 

sont étudiés en fonction d’une 

approche par portefeuille, 

ce qui permet de tenir 

compte, au-delà des coûts, 

de divers facteurs comme 

les effets environnementaux, 

la volatilité des prix des 

combustibles et la continuité 

des approvisionnements. 

Cette démarche permettra 

d’investir dans des projets de tous les types, notamment dans des centrales classiques telles que les 

grandes centrales hydroélectriques, les centrales nucléaires, les centrales alimentées au gaz naturel, 

au charbon ou au pétrole, ainsi que dans des technologies émergentes comme l’éolien, la biomasse, 

l’énergie solaire ou marémotrice et les petites centrales hydroélectriques. 

Centrales hydroélectriques 

fIGURE 3.19 

Capacité de production au Canada – 


en MW 

160 000 

140 000 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 


0 

2000 2005 2010 2015 


Les centrales hydroélectriques continueront de constituer la principale source d’électricité pendant 

la période visée par le scénario de référence, leur part de la production canadienne d’électricité 

passant alors de 60 % à 65 % (figure 3.20). La capacité hydroélectrique, exception faite des petites 

centrales, devrait atteindre 79 300 MW d’ici 2015, pour une augmentation d’environ 7 600 MW 

comparativement à 2005. 

Des travaux d’aménagement d’envergure dans le cadre de nouveaux projets sont prévus au Québec, 

au Manitoba, en Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador, alors que de plus petits 

projets sont envisagés en Alberta et en Ontario. Le scénario de référence avance que les installations 

de 2 260 MW sur le cours inférieur du fleuve Churchill à Terre-Neuve et le projet de Wuskwatim 

de 200 MW au Manitoba seront construits, et que les projets hydroélectriques annoncés, dont 

l’agrandissement d’installations existantes au Québec (3 194 MW) et en Colombie-Britannique 

(1 389 MW), seront aussi réalisés. 


Éolien 

biomasse/gaz d'enfouissement/déchets/CCÉ 

nucléaire 

Charbon 

Cycle combiné pétrole/gaz 

turbine à vapeur pétrole/gaz 

turbine à combustion pétrole/gaz

36 

fIGURE 3.20 

Production au Canada – Scénario de référence 

en GWh 

700 000 

600 000 

500 000 

400 000 

300 000 

200 000 

100 000 

0 

2000 2005 2010 2015 


Éolien 


uranium 


Nombre de ces projets sont 

éloignés des consommateurs 

et nécessiteront des 

investissements majeurs 

en vue du transport de 

l’électricité produite. 

Centrales nucléaires 

Au cours de la période du 

scénario de référence, la 

capacité nucléaire totale 

augmente de 2 650 MW 

(20 %). Le nucléaire prend 

de l’expansion en Ontario, 

avec la remise en service de 

deux réacteurs de 825 MW 

à Bruce A en 2009 et 2010, 

puis avec la construction d’un 

réacteur CANDU avancé 

(RCA) de 1 000 MW en 

2015 afin de remplacer des 


au rancart. Il est supposé que 

les centrales de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick, et de Gentilly-2, au Québec, seront remises à 

neuf. 

Centrales alimentées au gaz naturel 


gaz naturel 

pétrole 

Les investissements dans des centrales alimentées au gaz naturel devraient augmenter, malgré la 

hausse du niveau relatif des prix du gaz naturel et leur volatilité. Les ajouts suivants sont prévus 

pendant la période visée par le scénario de référence : 5 000 MW de production par cycle combiné et 

3 000 MW à partir d’installations de cogénération/turbines à combustion. Par ailleurs, une diminution 

de 1 400 MW est attendue à l’égard de la production au moyen de turbines à vapeur. De tels 

investissements montrent bien que le gaz naturel continuera d’être une carte maîtresse lorsqu’il s’agit 

de répondre à la demande croissante d’électricité. La production annuelle des centrales alimentées au 

gaz naturel devrait passer de 39 000 GWh à 69 000 GWh pendant la période à l’étude, portant ainsi 

sa quote-part de la production totale de 7 % à 11 %. 

À court terme, des investissements dans la production par cycle combiné sont envisagés en Ontario, en 

Colombie-Britannique, en Saskatchewan et à Terre-Neuve-et-Labrador. L’Ontario comptera sur des 

installations par cycle combiné alimentées au gaz pour l’aider à répondre à la demande après la mise 

hors service de centrales au charbon. En Colombie-Britannique, il appert que la production au moyen 

des turbines à vapeur de Burrard sera transformée en des installations par cycle combiné ou remplacée 

par de telles installations. À Terre-Neuve, de nouvelles installations de production par cycle combiné 

alimentées au pétrole d’une capacité de 360 MW remplaceront, en 2012, les turbines à vapeur 

actuelles fonctionnant au pétrole. 

En général, la production d’électricité au moyen de turbines à vapeur alimentées au gaz naturel 

diminue alors que des installations plus efficaces par cycle combiné remplacent les anciennes centrales, 

sauf en Ontario où certaines centrales au charbon passent au gaz naturel. 


De l’électricité produite au moyen de turbines à combustion 

sera ajoutée dans les Territoires du Nord-Ouest à compter 

de 2015 dans le cadre du projet pipelinier de la vallée du 

Mackenzie. 

En outre, la cogénération est incluse dans la production totale 

des turbines à combustion. Des centrales de cogénération 

seront ajoutées en Alberta, en Ontario et au Québec. Il est à 

remarquer que des installations de cogénération d’une capacité 

de 1 500 MW, alimentées au gaz naturel et au bitume, sont 

aménagées en Alberta dans le contexte du nombre croissant de 

projets de sables bitumineux et d’extraction de bitume in situ. 

Au Québec, Bécancour est la seule centrale au gaz ajoutée. 

Centrales alimentées au charbon 

La capacité totale de production des centrales au charbon 

devrait, selon le scénario de référence, diminuer de 36 % ou 

6 300 MW. Par conséquent, la quote-part du charbon dans 

le contexte de la production totale passera de 14 % en 2005 

à 8 % en 2015. La production en tant que telle des centrales 

alimentées au charbon diminuera de 27 %. C’est en Ontario 

que les changements à ce chapitre seront les plus visibles alors 

que la production d’électricité à partir du charbon régressera 

de 87 % ou 6 600 MW. Pendant la période du scénario de 

référence, de nouvelles centrales classiques au charbon seront 

construites en Alberta et en Nouvelle-Écosse. 

Au moment de la rédaction du rapport, SaskPower (société 

d’État et principal fournisseur d’électricité en Saskatchewan) 

travaillait à un projet novateur d’épuration du charbon qui 

devrait mener à la construction d’une centrale de 300 MW 

permettant de capturer jusqu’à 90 % des émissions de CO 2. 

La présente analyse suppose que cette centrale entrera en 

service en 2012. L’expérience ainsi acquise permettra de greffer 

des systèmes de CCS aux centrales au charbon construites 

après 2018, même si, pour des raisons d’ordre économique, 

cette technologie n’est employée à grande échelle que dans le 

scénario prospectif Triple-E. 

Centrales alimentées au pétrole 

Les centrales alimentées au pétrole produisent de l’électricité 

pendant les périodes de pointe de la demande ou encore 

dans des régions où il n’existe pas d’autres installations de 

production alimentées au moyen de combustibles fossiles, 

comme au Yukon, au Nunavut et dans les Territoires du 

Nord-Ouest. Le scénario de référence montre que la quote- 

Prix de l’électricité en fonction 

du marché 

À part quelques exceptions, les prix que 

les Canadiens paient pour l’électricité sont 

établis selon des tarifs réglementés qui sont 

approuvés par les régies provinciales des 

services publics. Ces tarifs ont tendance 

à dépendre des coûts historiques pour 

l’aménagement des centrales (actifs 

patrimoniaux) et sont donc inférieurs aux 

coûts de remplacement ou marginaux. 

Compte tenu de la prépondérance de 

ressources hydroélectriques patrimoniales à 

faible coût, les Canadiens peuvent profiter 

de prix de l’électricité parmi les plus faibles 

de tous les pays développés. par contre, 

l’électricité vendue à d’autres provinces ou 

sur la scène internationale l’est aux prix du 

marché, supérieurs aux prix provinciaux 

réglementés. 

des prix réglementés se justifient selon 

la structure du marché provincial, où la 

concurrence est limitée (dans nombre 

de provinces, la production d’électricité 

est dominée par des sociétés d’État) et 

où aussi stabilité et prix raisonnables 

sont souhaités. Certaines provinces ont 

favorisé l’aménagement d’installations 

et le recours à l’électricité à faible coût 

en guise de stratégie de développement 

économique afin d’attirer des industries qui 

en consomment d’énormes quantités. 

Les défenseurs des prix en fonction du 

marché soutiennent que consommateurs et 

producteurs ont besoin de signaux clairs 

pour favoriser une production efficace. 

par exemple, l’anticipation de pénuries 

de l’offre ferait augmenter les prix, ce 

qui encouragerait la mise en valeur de 

nouvelles sources d’approvisionnement et 

donnerait le signal qu’il est temps de réduire 

la consommation. actuellement, c’est en 

alberta et en Ontario que la situation a le 

plus évolué en vue de l’adoption des prix 

du marché pour l’électricité destinée aux 

consommateurs. 

part de la production des centrales au pétrole diminue alors que des installations de production par 

cycle combiné alimentées au gaz naturel en remplacent d’anciennes dotées de turbines à vapeur. 


Technologies émergentes 

L’expression « technologies émergentes » désigne toutes les sources de production de remplacement, 

c’est-à-dire autres que classiques (charbon, hydroélectricité avec stockage, gaz naturel, pétrole ou 

nucléaire). La quote-part de la production non classique en place demeure faible comparativement aux 

sources classiques, davantage centralisées, mais des changements en profondeur sont prévus. L’éolien 

connaît une croissance exceptionnelle avec une capacité totale projetée passant de 495 MW en 2005 

à 11 400 MW d’ici 2015. Pendant la période étudiée, c’est principalement au Québec (4 365 MW), 

en Ontario (2 852 MW) et en Alberta (1 140 MW) que l’éolien progresse. La production éolienne 

augmente tout aussi rapidement et passe de 945 GWh en 2005 à 29 605 GWh en 2015. 

D’autres technologies de production d’électricité, comme la biomasse, les gaz d’enfouissement, la 

récupération de chaleur ainsi que l’énergie solaire et marémotrice, connaissent une croissance de 50 % 

pour atteindre 812 MW. C’est surtout la biomasse qui contribue à cette production. 

38 

fIGURE 3.21 

Transferts interprovinciaux et exportations nettes – 


en GWh 

80 000 

70 000 

60 000 

50 000 

40 000 

30 000 

20 000 

10 000 

0 

2000 2005 2010 2015 

Charbon 


transferts interprovinciaux exportations nettes 

Ressources et réserves canadiennes 

Exportations, 

importations 

et transferts 

interprovinciaux 

Comparativement à celles 

de 2006, les exportations 

canadiennes nettes 

augmentent de 32 % et 

atteignent 37 600 GWh en 

2015, en grande partie en 

raison de l’entrée en service 

du projet d’aménagement 

hydroélectrique sur le cours 

inférieur du fleuve Churchill 

au Labrador (figure 3.21). 

Cette situation mène en outre 

à une hausse des transferts 

interprovinciaux puisque 

l’électricité ainsi produite doit 

transiter par le Québec avant 

de pouvoir être exportée. 

Les ressources houillères comprennent les dépôts présents dans des veines de charbon, en tenant 

compte de paramètres précis quant à leur épaisseur, de la possibilité d’exploitation sur le plan 

technique, et du degré d’utilisation probable par la suite. C’est dans l’Ouest canadien que se 

trouvent 98 % des ressources charbonnières au pays, dont plus de la moitié sous forme de gisements 

subbitumineux en Alberta (45 %) et de lignite en Saskatchewan (14 %). Pour la tranche restante 

d’environ 41 %, les réserves de charbon dans l’Ouest prennent la forme de ressources bitumineuses et 

d’anthracite. 


Offre et demande 

La demande mondiale pour le charbon sous toutes ses formes semble avoir commencé à ralentir 

en 2005. Toutefois, celle de charbon thermique continue d’être robuste, surtout dans les pays en 

développement qui s’en servent pour produire de la chaleur et de l’électricité. La demande intérieure 

estimative de charbon au Canada en 2005 semble être légèrement supérieure à la moyenne des 

dix années précédentes. Cette même année, la production d’électricité au Canada a mené à la 

consommation d’environ 51 Mt de charbon, soit 34 Mt produites au pays et 17 Mt importées. Les 

aciéries, cimenteries et autres industries canadiennes ont consommé autour de 4 Mt de charbon. Le 

Canada a produit quelque 68 Mt de charbon en 2005, ce qui est légèrement plus que la production 

moyenne de 62 Mt des dix années précédentes. Il en a exporté 28,2 Mt, un recul par rapport aux 

34 Mt du milieu des années 1990. 

Tant au pays qu’à l’étranger, il ne semble pas exister d’importantes contraintes au niveau des 

ressources pour la production de charbon. La production projetée de charbon au Canada devrait 

diminuer d’environ 4 % d’ici 2015. Cette régression est principalement le résultat d’une demande 

moindre au pays en vue de la production d’électricité, secteur qui compte pour 80 % de la 

consommation intérieure en 2015. La production de charbon métallurgique devrait augmenter de 

13 % entre 2005 et 2015, alors qu’il est prévu que la consommation par les utilisateurs finals et les 

exportations nettes augmenteront respectivement de 16 % et de 59 %. Dans l’ensemble, la production 

canadienne diminue et s’établit à 60 Mt en 2015, tandis qu’elle était de 68 Mt en 2005. Elle est 

touchée par les choix effectués en matière de production d’électricité et par la concurrence faite au 

charbon canadien sur les marchés internationaux. 

Entre 2005 et 2015, la réduction de la capacité de production des centrales au charbon en Ontario 

mène à une diminution de la demande intérieure, qui passe de 55 Mt à 39 Mt pendant cette 

période, alors que les exportations canadiennes nettes de charbon devraient augmenter de 65 %. Cet 

accroissement sera surtout attribuable aux exportations de charbon métallurgique utilisé dans les 

fonderies et les aciéries. 

En 2005, le Canada a exporté du charbon d’une valeur approximative de 2 milliards de dollars dans 

21 pays sur 5 continents. La demande mondiale de charbon thermique continue d’être robuste, 

surtout dans les pays en développement qui s’en servent pour produire de la chaleur et de l’électricité. 


De par leur gravité accrue ces dernières années, les préoccupations au sujet des changements 

climatiques ont mené les gouvernements à adopter des politiques visant la gestion des émissions. En 

outre, des travaux de recherche et développement sont en cours afin de produire du matériel plus 

efficace sur le plan énergétique et dans le but d’en arriver à d’autres solutions technologiques, comme 

la CCS, de manière à réduire les émissions de GES. Au Canada, bon nombre de ces programmes, 

politiques et technologies en sont encore à l’étape de l’élaboration; ils ne sont donc pas inclus dans 

le scénario de référence, ni en Maintien des tendances. Néanmoins, les profondes conséquences que 

ces programmes auront sur les futures tendances en matière d’offre et de demande d’énergie sont 

explorées dans le scénario Triple-E. 

Les émissions de GES sont fonction de la croissance démographique et économique ainsi que des 

décisions prises à l’égard de la demande d’énergie. Dans le scénario de référence, la croissance 

démographique et économique mène à des hausses de la demande d’énergie. De plus, des 

combustibles grands producteurs de GES comme les produits pétroliers raffinés continuent de jouer 

un rôle dominant pour répondre aux besoins croissants d’énergie au Canada. Il résulte de cette 


700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

40 

situation un accroissement 

des émissions de GES. Les 

émissions totales de GES 

selon le scénario de référence 

croîssent à un rythme annuel 

de 1,5 % entre 2004 et 2015, 

ce qui se rapproche du taux 

de croissance historique de 

1,7 % de 1990 à 2004. C’est 

le secteur industriel qui 

connaît le taux de croissance 

des émissions de GES le 

plus rapide (figure 3.22). 

En grande partie, cette 

croissance peut être attribuée 

à l’intensification des activités 

d’extraction et de valorisation 

des sables bitumineux. Le 

secteur de la production 

d’électricité connaît la 

croissance des émissions de 

GES la plus faible (il s’agit en 

fait d’une régression) en raison de la mise au rancart de centrales alimentées au charbon. 

Quotes-parts et taux de croissance des gaz à effet de serre varient selon la province. Les trois 

principaux émetteurs de GES sont l’Alberta, l’Ontario et le Québec. En 1990, l’Alberta produisait 

28 % des émissions de GES au Canada. Elle en produit 35 % en 2015. La part de l’Ontario recule et 

passe de 30 % en 1990 à 26 % en 2015, au même titre que celle du Québec, qui passe de 15 % à 13 % 

pendant cette même période. 

Intensité Demande et GES 

900 

2,5 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

fIGURE 3.22 

Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – 



900 


800 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

résidentiel 

Commercial 

fIGURE 3.23 

industriel 

transport 

Intensité totale des GES au Canada – 



0 

0,0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 

intensité (en kt / g$Can de 2000) 

indice de pollution (1990 = 1) 


production d'électricité 

autres 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

Dans l’ensemble, les niveaux 

des émissions de GES au 

Canada augmentent selon 

le scénario de référence, 

mais leur intensité, mesurée 

en mégatonnes d’émissions 

de GES par unité de PIB, 

diminue (figure 3.23). Cela 

porte à croire que moins 

de GES sont émis pour la 

même quantité de biens et 

de services. Cette situation 

rend compte d’améliorations 

au chapitre de l’efficacité 

énergétique et d’un passage 

à des combustibles moins 

grands producteurs de GES 

(p. ex., la mise au rancart 

des centrales au charbon en 

Ontario). Pendant la période 

visée par le scénario de 


éférence, le degré d’intensité des GES diminue de 1,4 % par année, ce qui est un peu plus que le taux 

historique de 1,1 %. Cette diminution plus marquée est attribuable à l’élan donné par les technologies 

propres et les améliorations de l’efficacité. 

Enjeux du scénario de référence et implications 

• Malgré des prix de l’énergie plus élevés que pendant les années 1990, une robuste 

croissance de la demande est prévue. Cette situation est le résultat d’un fort rendement 

économique et de la hausse du revenu disponible des particuliers. En outre, tout 

changement important à la demande énergétique est limité par les dispositifs de 

consommation d’énergie qui sont en place. 

• Au cours des dix années à venir, les Canadiens seront témoins de l’incidence de décisions 

prises en matière d’offre d’énergie ainsi que de réalités comme celles qui suivent. 

• Les travaux de mise en valeur des sables bitumineux prennent rapidement de 

l’ampleur. Il faudra modifier la configuration des raffineries afin de pouvoir 

transformer les mélanges de bitume et de pétrole brut synthétique produits à partir 

des sables bitumineux. Ces changements auront également des conséquences sur les 

infrastructures pipelinières. 

• Le Canada dispose encore d’importantes ressources gazières. Cependant, en raison 

des longs délais avant de pouvoir avoir accès aux ressources des régions pionnières, le 

pays continuera de s’en remettre en grande partie aux régions productrices de l’Ouest 

canadien. 

• Le charbon ne sera plus utilisé en Ontario et la capacité nucléaire sera en grande 

partie restaurée. Des technologies émergentes, en particulier l’éolien, commenceront 

à avoir une influence appréciable sur la composition de la production partout au 

Canada. En outre, des décisions seront prises à l’égard d’importants aménagements 

hydroélectriques à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec, au Manitoba et en 

Colombie-Britannique, ce qui signifiera des ajouts substantiels et sans précédent aux 

réseaux de transport. 

• La modification du paysage énergétique pendant la période visée par le scénario de 

référence a des répercussions sur les consommateurs, les producteurs, les gouvernements 

et les organismes de réglementation. Tous les participants devront faire preuve de bonne 

volonté et d’égards en vue d’une mise en valeur efficace des ressources. 

• Les risques et incertitudes clés dans le contexte des perspectives du scénario de référence 

comprennent ce qui suit. 

• Il est supposé qu’un autre gisement de 80 Mm3 (500 Mb) est découvert à l’intérieur 

de certains périmètres de la côte Est qui étaient jusque-là demeurés relativement 

inexplorés, peut-être dans la région de la passe Flamande ou de la plate-forme néoécossaise 

en eaux profondes, et qu’il entrera en production en 2015. Même si le 

potentiel de ces régions semble être considérable, la découverte d’un tel gisement et le 

moment où elle survient sont assez hypothétiques et dépendent en grande partie de la 

disponibilité d’appareils de forage appropriés. 

• Un pipeline d’accès au gaz du delta du Mackenzie devrait entrer en exploitation 

vers la fin de la période, mais un tel gazoduc est sous réserve de l’obtention des 

approbations réglementaires requises et de la prise d’une décision commerciale d’aller 

de l’avant. 


42 

• Il est tenu compte des programmes énergétiques et environnementaux actuellement 

en place dans les projections de l’offre et de la demande d’énergie, notamment, en 

Alberta, de la loi intitulée Climate Change and Emissions Management Amendment Act 

entrée en vigueur le 1 er juillet 2007 et qui exige des grandes installations industrielles 

existantes de réduire de 12 % l’intensité de leurs émissions de GES. Cependant, les 

programmes ou plans annoncés pour l’élaboration de politiques, comme le plan du 

gouvernement fédéral visant l’adoption de cibles pour les émissions industrielles de 

GES d’ici 2010, ne sont pas inclus dans le scénario de référence 45. L’adoption de ces 

programmes pourrait avoir des implications sur le marché de l’énergie du Canada et 

sur les perspectives propres au scénario de référence. 

• Les ajouts de production tiennent compte des plus récents renseignements disponibles 

au moment de l’analyse. En Saskatchewan, la décision de ne pas aller de l’avant avec 

le projet de charbon épuré forcera la province à se tourner vers une autre source de 

production supplémentaire, comme les centrales au gaz naturel. En Alberta, si le feu 

vert est donné au projet d’énergie nucléaire, cette énergie remplacera d’autres formes 

classiques de production au charbon dans la province, soit la cogénération au gaz 

naturel ou les centrales au charbon. 

45 Il est tenu compte de ces programmes dans le scénario prospectif Triple-E et ils seront intégrés aux futurs scénarios 

de référence au fur et à mesure que leurs détails seront rendus publics. 


C h a p i t r e q u a t r e 

maintien d e s t e n d a n c e s 

Le Maintien des tendances signifie que les tendances de fond, apparentes au début de la période 

visée, sont maintenues. Ici, les changements ne sont pas la norme, et le scénario de référence est 

simplement prolongé à long terme. 

Aperçu du scénario (2005-2030) 

Grandes influences à l’échelle de la planète 

D’entrée de jeu, en Maintien des tendances, les prix élevés de l’énergie favorisent les investissements 

dans les sources d’approvisionnement et les infrastructures énergétiques partout dans le monde. Une 

offre plus grande a un effet modérateur sur les prix. Ceux-ci ne retournent pas aux faibles niveaux 

des années 1990 du fait de coûts plus élevés pour l’exploration et la production d’une énergie non 

classique et d’une demande d’énergie toujours croissante sur la scène mondiale. 

Pendant la période visée par le scénario prospectif, les événements d’importance à survenir sont 

nombreux, mais rien de capital au point de modifier de façon significative la voie tracée en 2005. Le 

monde continue de consommer des quantités d’énergie de plus en plus énormes, dont la plus grande 

partie est à base de combustibles fossiles. Le lien entre croissance économique et consommation 

d’énergie est toujours étroit, mais s’atténue néanmoins en raison d’une tendance qui se maintient au 

chapitre des améliorations de l’efficacité énergétique. 

Il continue d’y avoir déséquilibre de répartition entre production et consommation d’énergie. 

L’offre d’énergie se concentre dans quelques pays et les régions à forte consommation demeurent 

dépendantes de telles sources d’approvisionnement. Malgré tout, en général, les marchés sont fiables 

et concurrentiels. Vendeurs et acheteurs reconnaissent les avantages économiques d’un marché élargi. 

Cependant, des incidents de nature géopolitique excitent toujours le marché de l’énergie. 


43

44 

TAbLEAU 4.1 

Variables macroéconomiques clés – Maintien des tendances 

2004-2030 

La demande 

d’améliorations 

au chapitre de 

l’environnement se 

fait de plus en plus 

présente partout dans 

le monde. Les accords 

internationaux se 

négocient avec difficulté 

et lenteur, de sorte que 

les questions touchant 

l’environnement sont 

traitées en vase clos 

et que les structures 

institutionnelles qui 

se penchent à la fois 

sur les problèmes 

environnementaux, sociaux et économiques sont peu nombreuses. Le recul des émissions 

atmosphériques est en grande partie le résultat d’améliorations à l’égard de la rotation des stocks et de 

l’efficacité énergétique ne portant pas ombrage au commerce. 

Conséquences au Canada 

1990-2004 2004-2030 





biens 2,5 2,7 






Dans cette perspective, les grandes influences à l’échelle de la planète ont des conséquences au 

Canada. Ainsi, en Maintien des tendances, la croissance de la demande canadienne continue d’être 

forte et les perspectives sont bonnes en matière de production d’énergie. 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 

fIGURE 4.1 

Taux de croissance réels du PIB – Maintien des 

tendances 2004-2030 


3,0 






québec 

Ontario 

manitoba 

saskatchewan 

alberta 


territoires 

Perspectives 

macroéconomiques 

En Maintien des tendances, 

la croissance démographique 

ralentit pour s’établir à 0,7 % 

par année (tableau 4.1). De pair 

avec le départ à la retraite des 

baby-boomers, cette situation 

occasionne une progression 

plus lente de la main-d’œuvre. 

Pendant la période à l’étude, la 

progression en question se situe 

en moyenne à 0,8 % par année. La 

productivité mesurée en termes de 

production par employé augmente 

de 1,5 % par année au cours des 

25 prochaines années. Réunis, ces 

deux facteurs sont à l’origine d’une 

hausse moyenne du PIB canadien 

de 2,5 % par année (figure 4.1). 

Ce pourcentage est quelque peu 

inférieur à la croissance historique 


du fait que l’accroissement de la productivité ne permet pas tout à fait de faire contrepoids au 

ralentissement de la progression de la main-d’œuvre. Pour atteindre un taux de croissance économique 

plus élevé ou pour simplement maintenir les taux actuels, il faudrait des améliorations beaucoup plus 

fortes de la productivité ou un accroissement de l’immigration. 

La structure de l’économie canadienne demeure assez stable. Jusqu’en 2030, le secteur des biens 

continue de représenter un tiers du PIB, le reste revenant aux services. 

La répartition de la croissance 

économique entre les 

différentes régions au Canada 

ne varie pas elle non plus, 

alors que l’Ontario, l’Alberta, 

la Colombie-Britannique 

et les territoires en sont les 

principaux moteurs. 



Les prix élevés récemment 

atteints par le pétrole brut 

invitent les consommateurs 

à réduire leur demande 

d’énergie et sont à l’origine 

d’une offre supplémentaire, ce 

qui a un effet modérateur sur ces mêmes prix. Le scénario de référence suppose que les prix du pétrole 

brut régresseront et se stabiliseront autour de 50 $US/baril jusqu’à la fin de la période à l’étude. Le 

Maintien des tendances fait sienne cette hypothèse et ce, jusqu’en 2030 (figure 4.2). 



le rapport historique entre 

les prix du pétrole et du gaz 

naturel est maintenu. Par 

conséquent, pendant la plus 

grande partie de la période 

visée, les prix du gaz naturel 

se situent à 6,65 $US/GJ 

(7,00 $US/MBTU) 

(figure 4.3). 


Pour le Maintien des 

tendances, les prix continuent 

de monter compte tenu 

du besoin de nouveaux 

100 

fIGURE 4.2 


en Oklahoma – Maintien des tendances 


90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

12 

10 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

8 

6 

4 

2 

historique prévisions en maintien des tendances 

fIGURE 4.3 




14 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

historique prévisions en maintien des tendances 


actifs afin de répondre aux exigences découlant de la croissance (p. ex., centrales alimentées au 

gaz, hydroélectricité, éolien et biomasse) ainsi que de la nécessité de remplacer des installations 

vieillissantes (p. ex., centrales nucléaires en Ontario) 46. 


Après avoir profité de la hausse des prix du pétrole et du gaz ces dernières années, les prix du charbon 

devraient graduellement régresser à court terme en raison des pressions concurrentielles ainsi que 

des progrès continus de la productivité dans les secteurs de l’exploitation minière et du transport par 

rail. Cependant, comme les coûts grimpent pour la mise en valeur de nouvelles ressources, les prix 

augmentent petit à petit par la suite. 


En Maintien des tendances, les hypothèses avancées dans le scénario de référence s’appliquent 

jusqu’en 2030. 


Selon le Maintien des tendances, la demande totale d’énergie secondaire au Canada croît suivant un 

rythme de 1,0 % par année pendant la période de 2015 à 2030 (figure 4.4). La croissance moins rapide 

de la demande par rapport 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

46 Les prix selon les régions sont présentés à l’annexe 5. 

46 

fIGURE 4.4 

Demande canadienne totale d’énergie secondaire selon 

le combustible – Maintien des tendances 

en % 

100 

6 6 6 5 

31 31 29 27 

19 18 17 16 

42 42 46 50 

1990 2004 2015 2030 


Électricité 

gaz naturel 


autres 

(dans « autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie et la vapeur.) 

au scénario de référence 

est surtout attribuable à un 


économique au cours des 

dernières années de la 

période visée en Maintien des 

tendances. Les améliorations 

au chapitre de l’intensité 

énergétique pour l’ensemble 

du pays sont de 1,1 % par 

année pendant toute la 

période à l’étude. 

En 2030, les trois principaux 

consommateurs d’énergie 

sont l’Ontario, l’Alberta et le 

Québec. L’Ontario compte 

pour 31 % de la demande 

totale d’énergie secondaire 

au Canada, l’Alberta pour 

30 % et le Québec pour 

18 %. Les hypothèses 

relatives à la population 

provinciale, au revenu 

disponible des particuliers 

et à l’économie, telles 


qu’elles sont décrites dans la 

section sur les perspectives 

macroéconomiques de ce 

chapitre, ont toutes une 

influence sur la demande 

d’énergie des provinces. 

Les taux de croissance de la 

demande totale d’énergie 

secondaire varient selon la 

province. L’Alberta, l’Ontario 

et les territoires présentent 

des taux plus élevés que la 

moyenne canadienne. 

Poursuivant sur la lancée 

établie dans le cadre du 

scénario de référence, parmi 

l’ensemble des combustibles 

utilisés, la quote-part 

du pétrole continue de 

s’accroître (figure 4.4). 

Cette hausse est surtout 

attribuable à l’intensification 

rapide des activités dans 

les sables bitumineux de l’Ouest canadien, où des sous-produits du pétrole constituent une source 

de combustible sur place. La demande de gaz naturel et d’électricité continue elle aussi de croître 

pendant la période à l’étude, mais à un rythme différent que pour le pétrole. Par ailleurs, la hausse des 

prix de l’électricité a un effet 

quelque peu modérateur sur 

la croissance de sa demande. 

De la même façon, la valeur 

absolue de la demande 

d’énergie provenant de 

biocarburants et de sources 

émergentes augmente, mais sa 

quote-part régresse et passe 

de 6 % en 2004 à 5 % en 

2030. 


secondaire dans le secteur 

résidentiel 

La demande d’énergie 


résidentiel au Canada 

croîtra de 1,0 % par année 

pendant la période de 2004 

à 2030 (figure 4.6). La 

hausse du revenu disponible 

des particuliers favorise le 


12 

3,0 


10 

8 

6 

4 

2 

fIGURE 4.5 


secondaire – Maintien des tendances 

0 

0,0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

fIGURE 4.6 





selon le combustible – Maintien des tendances 


2 000 

1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 


gaz naturel 



2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5

48 

Programmes de gestion de la demande 

Les programmes de gestion de la demande comprennent ceux de gestion de la consommation (gC), plus 

spécifiquement de conservation d’énergie et d’efficacité énergétique, et ceux de réaction de la demande. La 

gC se rapporte à une réduction soutenable de la charge à long terme. Les notions de gC existent depuis 

des dizaines d’années. généralement, les programmes antérieurs étaient peu axés sur la technologie. il 

s’agissait plutôt, par exemple, de baisser le thermostat, et des campagnes d’information financées par l’État 

visaient à convaincre le public de leur bien fondé. Les nouvelles technologies, surtout dans les domaines 

de l’automatisation et des commandes, sont déjà déterminantes en ce qui concerne les possibilités de futurs 

programmes de gC. nombreuses sont les maisons neuves « intelligentes » qui permettent la gestion par 

ordinateur des systèmes d’éclairage, de sécurité, de chauffage et de refroidissement ainsi que des gros 

appareils électroménagers. il est possible d’optimiser l’énergie utilisée en fonction des besoins. une simple 

barre d’alimentation de 120 v permet désormais, dans les résidences, d’interrompre automatiquement toutes 

les charges inactives depuis plus d’une heure. 

La réaction de la demande, connue aussi sous les noms de délestage des charges ou de déplacement de 

la charge, est souhaitable dans un marché où l’offre est restreinte, alors qu’une réduction occasionnelle de 

la charge est préférable à l’ajout de nouvelles sources de production. des programmes en ce sens sont mis 

à la disposition des gros consommateurs d’électricité, normalement dans le secteur industriel, lesquels ont 

ainsi la possibilité de temporairement utiliser moins d’électricité. Ces programmes offrent aux clients des 

encouragements financiers pour retourner, sur le réseau, de l’électricité déjà engagée. en raison de la relative 

inélasticité du marché de l’électricité, les coûts de charge pendant les périodes de pointe peuvent être jusqu’à 

dix fois plus élevés que les prix de base. La diminution des charges pendant ces périodes augmente la fiabilité 

du réseau et l’efficacité du marché. 

maintien des tendances en matière de biens de consommation et de services. L’efficacité énergétique 

ne peut tout simplement pas contrer l’effet revenu. Toutefois, pendant la dernière tranche du scénario 

prospectif de Maintien des tendances, la demande d’énergie ralentit à 0,5 % par année en raison de 

la décélération de la croissance démographique et d’une plus faible augmentation des revenus. Les 

fIGURE 4.7 




2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


quotes-parts des combustibles 

varient selon la province et 

suivent les mêmes orientations 

que dans le scénario de 

référence. 



commercial 



commercial au Canada croîtra 

à un taux moyen de 1,4 % 

par année pendant toute 

la période de 2004 à 2030 

(figure 4.7). La population 

constitue un des principaux 

moteurs de croissance dans le 

secteur des services, lequel est 

déterminant pour ce qui est 

de la demande commerciale 

d’énergie. L’hypothèse d’une population en décélération mène à des attentes de croissance inférieures 

dans le secteur des services. Cette hypothèse, alliée à la hausse des prix de l’électricité et aux retards 


accumulés en matière 

d’efficacité énergétique dans 

les immeubles commerciaux 

(surtout par rapport aux 

systèmes d’éclairage et à la 

remise en service), fait que 

le rythme de progression est 

inférieur au taux de croissance 

historique de la demande 

énergétique. 

Les quotes-parts des différents 

combustibles dans le contexte 

de la demande au Canada 

pendant les années 2004 à 

2030 montrent un certain 

degré de commutation à 

la faveur du pétrole et au 

détriment du gaz naturel et 

de l’électricité, même si des 

problèmes de répartition 

des données du secteur 

commercial pourraient être à 

l’origine de distorsion. 




fIGURE 4.8 

La croissance de l’économie dans le secteur de la production des biens et un profil favorable à l’égard 

de la production de sables bitumineux motivent une croissance de la demande d’énergie secondaire 

dans le secteur industriel au Canada de 1,1 % par année pendant la période de 2004 à 2030. Tel qu’il 

est illustré à la figure 4.8, la progression de la demande d’énergie est plus lente vers la fin de la période 

visée par le scénario prospectif. Cela est attribuable à un ralentissement de la croissance économique 

et à une modération des activités touchant les sables bitumineux. 

En 2030, les provinces qui consomment le plus d’énergie dans le secteur industriel sont l’Alberta, avec 

43 % de la demande canadienne, l’Ontario avec 26 % et le Québec avec 16 %. 





8 000 

7 000 

6 000 

5 000 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 1,3 % par année entre 

2004 et 2030, mais de 1,1 % par année pendant la période de 2015 à 2030 (figure 4.9). Les prix 

plus élevés des matières premières, des taux de croissance économique légèrement plus faibles et 

les améliorations en matière d’efficacité font que, plus tard, la demande d’énergie est moindre dans 

le secteur des transports. La part des énergies renouvelables augmente, et de presque nulle qu’elle 

était, elle passe à 1 % d’ici 2030 en raison des politiques attendues sur l’éthanol en Ontario et en 

Saskatchewan 47. La quote-part des véhicules de chantier demeure importante à 16 % pendant toute la 



représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007. 


autres 


naphte.)

50 

fIGURE 4.9 


transports selon le combustible – Maintien des tendances 


4 000 

3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

fIGURE 4.10 


transports selon le mode – Maintien des tendances 


4 000 

3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



diesel 


biocarburants 

essence 

mazout lourd autres 

(dans « autres » sont compris l’électricité, les gpL, les lubrifiants et le gaz naturel.) 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

période des prévisions compte 

tenu d’une activité robuste 

dans les sables bitumineux, 

l’agriculture et l’industrie de 

la construction. 


en pétrole 


équivalents 

L’extrapolation des tendances 

existantes, alliée à des prix 

du pétrole raisonnablement 

attrayants, fait en sorte qu’en 

Maintien des tendances, 

les déclins historiques se 

poursuivent pour ce qui est de 

la production de pétrole brut 

classique dans le BSOC et 

de la production extracôtière 

dans l’Est du Canada. Les 

niveaux de production des 

sables bitumineux continuent 

de s’accentuer. 

Ressources en pétrole 

brut et en bitume 

Les ressources en pétrole brut 

et en bitume au Canada sont 

les mêmes dans le scénario de 

référence et les trois scénarios 

prospectifs 48. 

Production totale de pétrole 

au Canada 

Selon le scénario prospectif 

de Maintien des tendances, 

la production progresse 

de quelque 2,0 % par 

année jusqu’en 2015, compte tenu d’une exploitation accrue des sables bitumineux à ciel ouvert et 

par récupération in situ, ainsi que de l’activité en mer sur la côte Est (figure 4.11). Par la suite, un 

déclin graduel, jusqu’à ce que la progression annuelle se limite à 0,7 %, mène à une production de 

740 000 m3/j transport de personnes sur route Chantiers aérien 


ferroviaire maritime 

(4,66 Mb/j) en 2030. La production tirée des sables bitumineux joue un rôle toujours 

plus dominant et compte pour 90 % de la production pétrolière canadienne totale en 2030. 

48 Ces ressources sont présentées en détail au chapitre 3 et à l’annexe 3. 


Pétrole brut classique – 

BSOC 

Des prix du pétrole 

raisonnablement attrayants 

permettent des ajouts 

importants aux réserves, 

en raison de nouvelles 

découvertes, de forages 

intercalaires et de techniques 

de récupération assistée, 

lesquels ajouts suffisent à 

peine à ne pas accentuer les 

tendances de déclin à long 

terme indiquées pour la 

production. 

Pour le pétrole brut léger 

classique, la tendance d’un 

déclin de 5 % par année 

persiste à long terme et 

rend compte d’un bassin 

d’approvisionnement rendu à 

maturité. 

L’Alberta et la Saskatchewan 

sont les principales sources de 

pétrole brut lourd classique, 

auxquelles se greffe un apport 

mineur de la Colombie- 

Britannique. Comme c’est le 

cas pour le pétrole léger, la 

tendance d’un déclin de 3,5 % 

par année persiste à long 

terme pour le pétrole lourd 

et rend elle aussi compte d’un 

bassin d’approvisionnement à 

maturité. 

fIGURE 4.11 

Production totale de pétrole au Canada – 



1 000 

900 


6 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

300 

250 

200 


100 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 





fIGURE 4.12 









en 2030, la production de 

pétrole léger classique finit 

par s’établir à 23 700 m3/j (149 kb/j) tandis que celle de 

pétrole lourd classique a alors 

décliné jusqu’à 38 300 m3/j (241 kb/j) (figure 4.12). 

Toujours en 2030, la 

production classique du BSOC ne compte plus que pour 37 % de ce qu’elle était en 2005. Les niveaux 

de production de condensat reculent pour leur part jusqu’à 9 500 m3/j 50 

0,2 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Condensat 


(60 kb/j). 


5 

4 

3 

2 

1 

1,8 

1,6 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4


100 

90 


0,6 

80 

70 

60 

50 

52 

fIGURE 4.13 



Production de brut léger dans 

l’Est du Canada 

Les projections de production 

pétrolière pour l’Est du 

Canada sont dominées par 

les gisements extracôtiers, 

la production prévue pour 

l’Ontario étant d’importance 

mineure. 

Comme pour le scénario de 

référence, en Maintien des 

tendances, Hebron entre 

en production en 2013, 

les gisements satellites de 

moindre envergure dans le 

bassin Jeanne-d’Arc sont mis 

à contribution, et un gisement 

de 80 Mm3 (500 millions de 

barils), découvert dans des 

régions de la côte Est qui étaient jusque-là demeurées relativement inexplorées, commence à être 

exploité en 2015 (figure 4.13). La production atteint un sommet de 69 600 m3/j (438 kb/j) en 2016; 

après quoi, elle commence à régresser rapidement pour s’établir à 10 300 m3/j 40 

30 

20 

10 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

0,2 

0,1 

0 

2030 


(65 kb/j) en 2030. 


Dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, les projections pour la production tirée des 

sables bitumineux constituent en définitive une extrapolation des tendances présentées dans le scénario 

de référence. L’hypothèse posée est que les pressions sur les coûts se font moindres avec le temps 

comparativement à la situation actuelle. La capacité supplémentaire ajoutée au fil des ans diminue 

compte tenu du fait que la croissance se rapproche de ses limites, conformément aux courbes de 

progression types pour les 

fIGURE 4.14 

ressources en hydrocarbures. 




800 

5 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 


0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


0,5 

0,4 

0,3 

4 

3 

2 

1 

Ces projections valent pour 

l’offre de sables bitumineux 

valorisés et non valorisés, 

qu’ils soient produits par 

extraction à ciel ouvert ou 

par récupération in situ, 

ou qu’ils proviennent de 

sources de bitume primaires 

(figure 4.14). Les niveaux 

de « production à froid », 

c’est-à-dire attribuables à des 

sources primaires, augmentent 

à un taux annuel de 1 % dans 

tous les scénarios. 


Les gisements de sables bitumineux saskatchewanais devraient entrer en production en 2017 et 

atteindre un niveau de 10 100 m 3/j (64 kb/j) d’ici 2030. 

En Maintien des tendances, les hypothèses relatives à l’écart de prix entre le pétrole léger et le pétrole 

lourd sont à l’origine de flux de trésorerie suffisants pour une augmentation des niveaux de production 

de la part des exploitants, ces niveaux atteignant 658 000 m 3/j (4,15 Mb/j) d’ici 2030, répartis entre 

bitume valorisé d’un volume de 423 000 m 3/j (2,67 Mb/j) et bitume non valorisé d’un volume de 

235 000 m 3/j (1,48 Mb/j). 

Combustibles de remplacement pour les sables bitumineux 

La récupération et la valorisation du bitume sont des activités très énergivores. Le gaz naturel, fiable, propre 

et historiquement peu coûteux, est devenu la principale source d’énergie pour l’extraction de bitume, la 

production d’électricité et l’obtention de l’hydrogène requis à des fins de valorisation. Cependant, par suite 

du resserrement du marché nord-américain de ce gaz, les prix ont commencé à monter et à être plus volatils. 

Les exploitants des sables bitumineux cherchent des façons d’être moins exposés à l’endroit du gaz naturel, et 

plusieurs solutions de rechange en cours d’étude pourraient bien aboutir. 

un certain nombre de projets de gazéification des résidus de bitume sous diverses formes sont envisagés 

pour la production d’hydrogène à des fins de valorisation, et aussi pour la production d’un gaz synthétique 

qui servira à l’extraction thermique ainsi qu’à la production d’électricité. Le projet de dgmv avec usine de 

valorisation à Long Lake, exploité par Opti Canada et nexen inc., sera le premier au Canada, dans la région 

des sables bitumineux, à avoir recours à la gazéification du bitume, tandis que suncor energy inc. étudie la 

possibilité de gazéifier de la coke de pétrole pour son usine de valorisation voyageur 2 en 2012. north West 

upgrading prévoit l’érection d’une usine de valorisation indépendante utilisant la lie d’hydrocraquage afin 

de produire de l’hydrogène et du combustible synthétique. quadrise Canada a mis au point un processus de 

résidu atomisé superfin multiphase (rasm) qui permet de produire un combustible découlant de la combustion 

d’une émulsion bitume/eau. Ce processus a fait l’objet d’essais dans le cadre du projet de dgmv de total à 

Joslyn et offre l’avantage de procurer un combustible à moindre coût que le gaz naturel. 

petrobank inc. a effectué des essais pilotes du processus de combustion in situ thai tm (par injection d’air 

verticale puis horizontale) à son projet de Whitesands. puisque l’énergie requise est en majeure partie dérivée 

du gisement, la consommation de gaz naturel est grandement réduite. 

de manière à accroître la récupération et à améliorer l’efficacité des processus, donc à réduire la 

consommation de gaz naturel, l’ajout de solvant à la vapeur injectée, tant dans les projets de stimulation 

cyclique par la vapeur (sCv) que de dgmv, a fait l’objet d’essais, notamment par la Compagnie pétrolière 

impériale et enCana. Les processus d’extraction par injection de vapeur de solvant à froid font l’objet de 

plusieurs projets pilotes. un consortium industriel nommé geopower in the Oil sands (geopOs) a été 

constitué pour étudier la faisabilité économique et technique du recours à l’énergie géothermique à des fins 

de production dans les sables bitumineux. La géothermie pourrait éventuellement devenir une source d’énergie 

constante, prévisible et à prix stable à l’origine d’émissions de ges presque nulles et ne rejetant pratiquement 

aucune matière polluante dans l’atmosphère. 

il a été proposé d’avoir recours à l’énergie nucléaire dans les sables bitumineux, laquelle énergie, tout 

comme la géothermie, a l’avantage d’être constante et fiable tout en produisant peu d’émissions de ges. 

toutefois, les coûts en capital initiaux élevés, des questions de sécurité et les préoccupations du grand public 

quant à l’élimination sans danger des déchets radioactifs pourraient repousser à plus tard l’adoption de cette 

technologie. 

un complément d’information sur les besoins en gaz naturel dans la région des sables bitumineux peut être 

obtenu sur plusieurs sites Web de l’industrie et du gouvernement : 

www.capp.ca – www.eub.ca – www.quadrisecanada.com – www.petrobank.com – www.energyab.com. 


Pour ce qui est des besoins en gaz naturel dans le contexte de l’exploitation des sables bitumineux, 

les tendances établies dans le scénario de référence sont prolongées jusqu’en 2030. Ainsi, l’hypothèse 

d’une amélioration annuelle de 1 % de l’efficacité énergétique pour les activités en cours est 

maintenue alors que la gazéification du bitume et d’autres technologies comme THAI TM, RASM et 

VAPEX continuent d’être de plus en plus privilégiées. 

Pour le Maintien des tendances, l’incidence de la poursuite des améliorations au chapitre de l’efficacité 

et le recours à des combustibles de remplacement permettent de réduire l’intensité du gaz naturel 

acheté, qui, de 0,67 kpi 3/j qu’elle était en 2005, s’établit à 0,47 kpi 3/j en 2030. Au total, le gaz naturel 


500 


450 


3,0 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

50 

54 




0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

400 

350 

300 

250 

200 


100 



fIGURE 4.16 

exportations 




500 


450 historique prévisions 

3,0 

50 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



exportations 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

devant être acheté, exception 

faite du gaz visant à répondre 

aux besoins d’électricité sur 

place, atteint 53,8 Mm 3/j 

(1,9 Gpi 3/j) en 2030. 

Bilans de l’offre et de 

la demande 

Pour la période de 2000 à 

2015, les bilans de l’offre et 

de la demande en Maintien 

des tendances sont identiques 

à ceux présentés dans le 

scénario de référence. Par la 

suite, la demande de produits 

pétroliers augmente et passe 

de 392 400 m 3/j (2,47 Mb/j) 

en 2015 à 486 300 m 3/j 

(3,06 Mb/j) en 2030. 

Pétrole brut léger – Bilan de 



brut léger demeurent 

relativement constantes, 

passant de 258 300 m 3/j 

(1,63 Mb/j) en 2015 à 

266 900 m 3/j (1,68 Mb/j) en 

2030 (figure 4.15). 




brut lourd augmentent 

davantage et passent de 

178 900 m 3/j (1,1 Mb/j) 

en 2015 à 233 900 m 3/j 

(1,47 Mb/j) en 2030 



Approvisionnement en gaz naturel 

Ressources disponibles de gaz naturel au Canada 

Les estimations présentées dans le scénario de référence au sujet des ressources disponibles de gaz 

naturel au Canada sont reprises en Maintien des tendances. L’extraction relativement plus importante 

de gaz naturel classique pendant la période de 2005 à 2015 fait que les ressources disponibles restantes 

dans l’Ouest canadien au début de 2016 laissent une place un peu moins grande qu’auparavant à 

ce gaz : 2 351 Gm 3 de gaz classique comparativement à des ressources restantes non classiques de 

1 501 billions de mètres cubes (83 Tpi 3 de gaz classique contre des ressources restantes non classiques 

de 53 Tpi 3). D’ici la fin de 2015, à partir des réserves classiques qui s’élevaient à l’origine à 1 416 Gm 3 

(50 Tpi 3), une quantité de gaz équivalant à environ 765 Gm 3 (27 Tpi 3) aura été consommée, et un 

volume supplémentaire de 425 Gm 3 (15 Tpi 3) le sera entre 2016 et 2030. 

Production et 

importations de GNL 

Comparativement à une 

production annuelle en 

2005 de presque 484 Mm 3/j 

(17,1 Gpi 3/j), le volume 

de gaz naturel produit au 

Canada devrait diminuer de 

presque 40 % pour s’établir 

à 297 Mm 3/j (10,5 Gpi 3/j) 

à la fin de 2030, tel qu’il 

est illustré à la figure 4.17. 

Ce recul tient compte de 

travaux de forage constants 

d’environ 18 000 puits de 

gaz naturel par année et 

de réductions continues 

de la productivité initiale 

de ces puits. Après 2015, 

le gaz classique du BSOC 

représente à peine 60 % de 

la production, la tranche non 

classique représentant pour 

sa part 22 % de l’ensemble 

(comparativement à des 

pourcentages respectifs de 

79 % et de 12 % pour la 

période de 2005 à 2015). 

En supposant l’absence de 

toute nouvelle découverte 

fIGURE 4.17 

Perspectives de production de gaz naturel – 




700 


600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



bsOC - ajouts 

bsOC - mh hC 

bsOC - mh mv 

bsOC - réservoir étanche 

bsOC - schiste 

mackenzie 



24 

d’envergure, la production gazière extracôtière en Nouvelle-Écosse (île de Sable et Deep Panuke 49) 

disparaîtrait probablement d’ici 2020. 

49 Le projet de Deep Panuke est assujetti à l’obtention des approbations réglementaires requises et à la prise d’une 

décision commerciale d’aller de l’avant. 


autres 


panuke 


terre-neuve 

importations de gnL - est du Canada 



21 

18 


12 

9 

6 

3

En 2017, l’hypothèse avancée est que, compte tenu d’une production pétrolière suffisante à partir 

des projets des Grands bancs de Terre-Neuve, le gaz associé qui était auparavant conservé afin de 

maintenir la pression dans le gisement devient disponible sur le marché. Il est prévu que les volumes 

de production atteignent 28 Mm 3/j (1,0 Gpi 3/j) et qu’ils soient à l’origine d’une production totale de 

presque 99 Gm 3 (3,5 Tpi 3) d’ici 2030. Ce gaz pourrait notamment être livré aux marchés régionaux 

au moyen de bateaux-citernes de gaz naturel comprimé (GNC), ou encore après concrétisation d’un 

projet de GNL ou d’un pipeline sous-marin. 

Sous réserve de l’obtention des approbations réglementaires requises et de la prise d’une décision 

commerciale d’aller de l’avant, un gazoduc dans la vallée du Mackenzie devrait permettre de livrer 

34 Mm 3/j (1,2 Gpi 3/j) jusqu’en 2025, année où la production augmenterait pour atteindre 54 Mm 3/j 

(1,9 Gpi 3/j). La production au-delà de 23 Mm 3/j (0,8 Gpi 3/j) est celle tirée de sources à l’extérieur 

des trois gisements phares découverts dans les années 1970, et elle pourrait notamment provenir de 

projets extracôtiers en mer de Beaufort. 

En 2030, les importations moyennes de GNL s’élèvent à 81 Mm 3/j (2,9 Gpi 3/j), ou l’équivalent de 

quelque 27 % de la production intérieure canadienne de gaz naturel. De telles importations doivent 

passer par un nombre estimatif de cinq terminaux méthaniers, dont la capacité individuelle se situe 

entre 14 et 28 Mm 3/j (entre 0,5 et 1,0 Gpi 3/j). 


Après 2015, la croissance de la demande gazière pour l’exploitation des sables bitumineux ralentit 

en raison de l’adoption de combustibles et de technologies de remplacement par les projets les plus 

récents. Le recours au gaz naturel pour la production d’électricité continue de croître, mais à une 

vitesse un peu moindre vers la fin de la période visée par le scénario prospectif en raison de l’entrée en 

service de nouvelles centrales nucléaires ou faisant appel à des technologies d’épuration du charbon. 

En 2028, la consommation intérieure estimative au Canada équivaut au gaz canadien produit, ce qui 

met en péril la position du 



500 

400 

300 

200 

100 

-100 

-3,5 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

56 

fIGURE 4.18 

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Maintien 

des tendances 

0 







16,5 

11,5 

6,5 

1,5 

pays à titre d’exportateur 

gazier net, tel qu’il est illustré 

à la figure 4.18. Il est probable 

que les exportations et les 

importations physiques de 

gaz naturel entre les É.-U. et 

le Canada se poursuivront, 

selon les régions et la saison, 

en fonction des conditions 

des divers marchés. Les 


au Canada et aux É.-U. 

combleront le manque à 

produire dans les deux pays 

de manière à maintenir un 

équilibre commercial, ce qui 

permet d’intégrer au scénario 

prospectif des conditions de 

prix relativement stables. 


Liquides de gaz 

naturel 


En Maintien des tendances, il 

existe un surplus de propane 

et de butanes disponibles 

à des fins d’exportation 

pendant toute la période de 

projection 50. 


la demande d’éthane 

Selon le scénario de Maintien 

des tendances, le recul de 

l’offre d’éthane classique se 

poursuit jusqu’en 2030, ce 

qui est le reflet du déclin à 

long terme de la production 

de gaz naturel dans le 

BSOC (figure 4.19). De 

même, il est prévu que la demande de charge d’alimentation sous forme d’éthane croîtra à un rythme 

correspondant à celui avancé dans le scénario de référence, mais que celle à des fins de RAH sera 

moindre en Maintien des tendances du fait qu’il est probable que les projets d’injection de fluides 

miscibles auront pris fin d’ici 2015. Par ailleurs, les ajouts à l’offre d’éthane provenant d’une plus 

grande capacité des usines de chevauchement, des dégagements gazeux des sables bitumineux et de la 

mise en valeur dans le delta du Mackenzie devraient jouer un plus grand rôle lorsqu’il s’agit d’arrondir 

l’offre tirée du gaz classique à plus long terme. En particulier, les ajouts à l’offre d’éthane provenant 

de sources non classiques devraient constituer environ 64 % de l’offre d’éthane totale d’ici 2030, avec 

quelque 5 000 m3/j (31 kb/j) à partir du gaz du delta du Mackenzie (en supposant que le flux gazeux 

soit constitué de plus ou moins 4 % d’éthane et que le projet aille de l’avant) et autour de 14 600 m3/j (92 kb/j) dérivant de l’amélioration des installations de coupes lourdes et des dégagements gazeux des 

sables bitumineux. Cependant, même avec ces ajouts, la demande des usines d’éthylène en Alberta 

surpassera l’offre d’ici 2025, le manque à combler passant à environ 13 700 m3/j 0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


mackenzie 

ieep 

demande 


(86 kb/j) d’ici 2030. 

Approvisionnement en électricité 


en milliers de mètres cubes par jour en milliers de barils par jour 

50 

45 


300 

40 

35 

30 

25 

20 


10 

5 

fIGURE 4.19 



En Maintien des tendances, la croissance de la demande favorise la mise en valeur des sources de 

production habituelles et d’autres visant à remplacer des sources classiques. Toutefois, les ajouts à 

la capacité de production ralentissent par rapport à la croissance relativement rapide prévue dans le 

scénario de référence. Entre 2005 et 2030, la capacité de production augmentera de 34 %, la tranche 

de 2016 à 2030 représentant 12 % de cette augmentation, ou 19 600 MW (figure 4.20). Pour la 

50 D’autres détails sur l’offre, la demande et le potentiel d’exportation de propane et de butanes sont présentés à 

l’annexe 3. 


250 

200 


100 

50

58 

fIGURE 4.20 

Capacité de production au Canada – Maintien des 

tendances 

en MW 

180 000 


160 000 

140 000 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Éolien 


nucléaire 

Charbon 


fIGURE 4.21 


turbine à combustion pétrole/gaz 

Production au Canada – Maintien des tendances 

en GWh 

800 000 

700 000 

600 000 

500 000 

400 000 

300 000 

200 000 

100 000 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Éolien 



uranium 


gaz naturel 

pétrole 

seconde moitié de la période 

de prévision, la croissance 

de la production s’établit en 

moyenne à 1 % par année 



La production 

hydroélectrique continuera de 

jouer un rôle de premier plan 

lorsqu’il s’agit de répondre 

à la demande d’électricité 

au Canada, sa quote-part à 

cet égard passant de 65 % 

en 2016 à 68 % en 2030, ce 

qui représente des ajouts de 

4 400 MW pendant cette 

même période pour un total 

de 12 000 MW de nouvelle 

énergie hydroélectrique 

ajoutée entre 2005 et 2030. 

Entre 2016 et 2030, plusieurs 

centrales hydroélectriques 

seront construites, dont 

celle du site C à Peace River 

(900 MW) en Colombie- 

Britannique, et celles de 

Conawapa (1 380 MW) et 

de Gull/Keeyask (600 MW) 

au Manitoba, sans oublier de 

nouvelles installations d’une 

capacité totale de 1 125 MW 

au Québec. 


Pour le Maintien des 

tendances, le nucléaire prend 

de l’expansion en Ontario 

et au Nouveau-Brunswick. 

En Ontario, un RCA de 

1 000 MW est ajouté en 

2016 afin de remplacer des 


au rancart, et deux réacteurs 

de 1 000 MW, un en 2028 et 

un autre en 2030, sont mis 

en service lorsque ceux de la 

station A de Pickering en sont 


etirés. Au Nouveau-Brunswick, un 

nouveau RCA de 1 000 MW est 

ajouté en 2024 afin de remplacer 

des centrales avec turbines à vapeur 

alimentées à l’Orimulsion et au 

pétrole alors mises au rancart. 

Centrales alimentées au gaz 

naturel 

Les investissements dans les 

centrales alimentées au gaz 

ralentissent, comparativement 

à ce qui était le cas dans le 

scénario de référence, compte 

tenu d’une baisse de la demande. 

La production par cycle combiné 

permet d’ajouter 790 MW 

d’électricité. Des installations 

de cogénération et à turbines à 

combustion d’une capacité de 

910 MW sont construites, alors 

qu’il y a diminution de 2 000 MW 

de la production tirée de turbines 

à vapeur. À compter de 2016, la 

quote-part de l’électricité produite 

par les centrales alimentées au 

gaz naturel demeure constante, 

ce qui signifie que le gaz restera 

une composante importante pour 

répondre à la demande, mais sans 

un plus grand recours à de telles 

centrales. 


La capacité totale de production 

des centrales au charbon devrait, 

pendant la période de prévision, 

augmenter de 331 MW. En 

Alberta, de nouvelles centrales de 

cogénération et de production par 

GICC aident à répondre aux besoins 

en matière de charge et à remplacer 

les centrales classiques au charbon 

pulvérisé qui sont mises au rancart. 

Cinq nouvelles centrales de GICC 

d’une capacité de 360 MW chacune 

sont ajoutées au cours de la dernière 

vingtaine d’années de la période à 

l’étude. Ces ajouts ne comblent pas 

Intégration de l’éolien : Perspectives et défis 

même si l’éolien présente un certain nombre d’avantages uniques, la 

nature intermittente du vent pose problème lorsqu’il s’agit d’intégrer 

de grandes quantités d’énergie éolienne aux réseaux d’électricité en 

place. 

en raison de la variabilité des ressources éoliennes, cette forme 

d’énergie peut ne pas toujours être disponible à un endroit particulier. 

Cette variabilité peut avoir des répercussions directes sur la fiabilité du 

réseau électrique étant donné qu’il est impossible de compter sur le 

vent pour ce qui est de la charge de base requise. donc, compte tenu 

de l’intermittence, il doit exister d’autres sources d’énergie pour les 

périodes sans vent. 

il existe un certain nombre de mesures pouvant atténuer les problèmes 

liés à l’intermittence du vent, notamment la dispersion géographique, les 

études prospectifles et la synergie avec les réseaux hydroélectriques. 

si des éoliennes parsèment une vaste étendue géographique, il est 

peu probable que les vents cessent de souffler partout en même 

temps. Cependant, les promoteurs de projets éoliens souhaitent plutôt 

concentrer les installations aux endroits où les vents moyens permettront 

de produire le maximum d’énergie. des prévisions (quotidiennes ou 

horaires) de la vitesse des vents et de la production conséquente des 

éoliennes sont utiles puisqu’elles permettent aux exploitants des réseaux 

de mieux anticiper les changements. 

une synergie naturelle existe entre les éoliennes et l’hydroélectricité. 

Les centrales hydroélectriques peuvent rapidement modifier leur débit 

de manière à réagir aux changements dans la production éolienne. 

Cette dernière peut très bien servir de complément aux installations 

hydroélectriques, car l’énergie produite alors que les vents soufflent 

peut donner le temps de renflouer les niveaux d’eau aux barrages en 

vue de la production future. 

La quantité d’énergie éolienne qu’un réseau d’électricité peut 

absorber est tributaire de la configuration de ce réseau. selon des 

études techniques effectuées et l’expérience acquise en europe ainsi 

qu’aux États-unis, un réseau à prédominance thermique devrait être 

en mesure de fonctionner normalement avec jusqu’à 10 % de la 

capacité de production en place attribuable à des éoliennes, mais 

celles-ci pourraient permettre d’ajouter jusqu’à 20 % à la capacité 

d’un réseau principalement hydroélectrique. avec des investissements 

supplémentaires dans le transport, les dispositifs de commande et la 

production d’énergie d’appoint, la capacité éolienne en place pourrait 

même être accrue d’un pourcentage pouvant atteindre 15 % dans le 

cas des réseaux à prédominance thermique et 30 % pour ce qui est 

des réseaux hydroélectriques. 

s’il souhaite un complément d’information sur l’énergie éolienne, le 

lecteur est prié de consulter l’ÉmÉ publiée par l’Office en mars 2006 

et intitulée Technologies émergentes en production d’électricité, laquelle 

se trouve sur le site Web de l’OnÉ au www.neb-one.gc.ca. 


la diminution découlant de la mise au rancart de centrales existantes, de sorte que la capacité totale 

de production des centrales au charbon en Alberta diminue de 517 MW. D’autres centrales de GICC 

alimentées au charbon d’une capacité de 360 MW sont aussi ajoutées au Nouveau-Brunswick, en 

Ontario, en Saskatchewan et en Nouvelle-Écosse, à raison d’une par province. 


Pendant la période à l’étude dans le cadre du scénario prospectif de Maintien des tendances, la 

quote-part de la production des centrales alimentées au pétrole continue de diminuer. Les anciennes 

turbines à vapeur ne cessent d’être remplacées par de nouvelles centrales de production à cycle 

combiné alimentées au gaz naturel, et celles qui demeurent en place sont utilisées de moins en moins 

fréquemment. Les centrales abritant des turbines à combustion interne de diesel continuent de 

constituer la principale source d’énergie dans les territoires. En 2020, la production qui était tirée de 

turbines alimentées au pétrole mises au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une centrale 

de production par cycle combiné de 180 MW alimentée au gaz naturel. 


Le rythme de progression de l’éolien continue d’être rapide en Maintien des tendances, même s’il 

l’est moins que celui envisagé dans le scénario de référence, alors que la production éolienne accrue 

rend plus difficile son intégration au réseau. L’énergie éolienne double plus ou moins sa quote-part 

de la production totale, qui passe d’un peu plus de 9 % en 2016 à 20 % en 2030. Pendant cette 

même période, la capacité totale de l’énergie éolienne passe de 11 400 MW à 24 000 MW. Aussi, 

la production éolienne continue de croître, même si elle le fait à un rythme moins rapide. En 2030, 

l’éolien produira 57 000 GWh d’électricité alors que les prévisions pour 2016 sont de 29 600 GWh. 

Le taux de croissance des autres technologies émergentes de production d’électricité ralentit, mais 

dans l’ensemble, celles-ci progressent de 23 % ou 675 MW. 

60 

fIGURE 4.22 



en GWh 

90 000 

80 000 

70 000 

60 000 

50 000 

40 000 

30 000 

20 000 

10 000 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Exportations, 

importations 

et transferts 


Comparativement à celles 

de 2006, les exportations 

canadiennes nettes 

augmentent de 108 % et 

atteignent 37 600 GWh 

en 2030, en grande 

partie en raison de 

nouveaux aménagements 

hydroélectriques au Manitoba, 

en Colombie-Britannique 

et au Labrador. Un 

accroissement de 30 % des 

transferts interprovinciaux, 

qui atteignent 81 800 GWh 

en 2030, permet en outre 

aux provinces profitant d’importantes ressources hydrauliques d’acheter de l’électricité à faible coût 

en dehors des périodes de pointe et d’ainsi conserver l’eau dans les réservoirs de manière à pouvoir 

exporter leur électricité pendant les périodes de pointe (figure 4.22). 


Charbon 


Malgré la croissance économique, la demande intérieure et les importations de charbon thermique 

sont moindres du fait de la fermeture éventuelle de toutes les centrales ontariennes ainsi alimentées. 

De plus, l’hypothèse avancée est que les nouvelles centrales au charbon font appel à des technologies 

perfectionnées. La production par GICC est utilisée, surtout après 2019 alors qu’elle remplace des 

Cogénération 

une centrale de cogénération produit en même temps, à partir d’un ou de plusieurs combustibles, de l’énergie 

thermique et de l’énergie électrique, soit chaleur et électricité. Le fait qu’un procédé alimente l’autre permet 

de réaliser des gains substantiels en matière d’efficacité énergétique comparativement à la production 

indépendante de l’une ou l’autre de ces deux formes d’énergie. Les coûts de construction et d’exploitation 

d’une centrale de cogénération sont en outre comparables à ceux des centrales et chaudières classiques. 

du fait qu’en général elles sont reliées au réseau provincial, les centrales de cogénération en accroissent 

également le degré de fiabilité. La répartition de plusieurs petites centrales un peu partout dans la province 

signifie de moins grands risques de pannes d’envergure à partir d’une centrale d’importance, et si une de ces 

centrales a un problème, le producteur peut alors s’approvisionner à même le réseau. 

si la cogénération n’est pas plus prévalente, c’est surtout du fait qu’elle vise des installations qui ont besoin 

à la fois d’électricité et d’énergie thermique. de plus, il doit exister un mécanisme permettant au propriétaire 

d’une telle centrale d’être compensé pour les avantages dont le réseau profite en raison de la présence de ces 

installations ou pour tout surplus d’électricité produit par la centrale. 

il existe un certain nombre de faits nouveaux intéressants dans le domaine de la cogénération. d’abord, 

un processus parfois appelé trigénération est mis au point. À l’heure actuelle employée par quelques 

consommateurs du secteur commercial comme des collèges ou des universités, la trigénération procure 

électricité, chaleur et refroidissement. Les climatiseurs classiques ont recours à une pompe mécanique, 

habituellement alimentée à l’électricité, pour diffuser l’air frais. La trigénération greffe une technologie connue 

sous le nom de refroidisseur à absorption à une centrale de cogénération normale. un tel refroidisseur est en 

fait un système de réfrigération ou de climatisation alimenté par la chaleur résiduelle du générateur plutôt que 

fonctionnant à l’électricité. Outre le fait que c’est plus efficace, l’absence d’un générateur et d’un moteur réduit 

les coûts en capital. Ce processus permet aussi aux centrales de cogénération d’être plus rentables puisque la 

chaleur résiduelle peut ainsi être utilisée pendant les mois d’été. avec l’arrivée des centrales de cogénération 

dans le secteur commercial, la trigénération se répandra à son tour. 

ensuite, les sociétés présentes dans la région des sables bitumineux commencent à chercher à faire appel 

au bitume plutôt qu’au gaz naturel comme combustible. À l’état brut, le bitume ne peut servir de combustible 

aux turbines présentes dans la plupart des centrales de cogénération de la région. L’idée consiste plutôt 

à le gazéifier afin de produire un gaz de synthèse, qui est un mélange de monoxyde de carbone (CO) et 

d’hydrogène (h 2 ). une partie de l’hydrogène sert à valoriser le bitume produit pour le transformer en un brut 

synthétique de plus grande valeur, tandis que le reste du gaz de synthèse est utilisé pour produire de la vapeur 

et de l’électricité visant à extraire davantage de bitume des sables bitumineux. 

enfin, les travaux de recherche se poursuivent afin de trouver des techniques qui pourraient permettre à la 

cogénération de se matérialiser sur le marché résidentiel. Les installations types de cogénération sont beaucoup 

trop imposantes pour utilisation dans un contexte résidentiel, mais de nouvelles technologies comme le moteur 

stirling, les piles à combustible et la thermionique offrent toutes un certain potentiel en vue de la production 

de petits réacteurs fiables destinés au marché résidentiel. pour le détail de ces différentes possibilités, le lecteur 

est prié de consulter l’ÉmÉ de mars 2006 intitulée Technologies émergentes en production d’électricité au 

www.neb one.gc.ca. 


centrales vieillissantes et qu’elle sert à la nouvelle production, à l’égard de la charge de base, dans les 

provinces de l’Ouest, en Ontario, en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick. 

C’est en Maintien des tendances que la production est la plus élevée en raison de la forte demande. 

Même si la production houillère décroît et passe de 68 Mt en 2005 à 62 Mt en 2030, cette dernière 

quantité est la plus élevée des trois scénarios prospectifs. Ceci est le résultat d’une plus forte demande 

métallurgique et thermique. Des prix du gaz naturel plus élevés que les prix historiques, des réserves 

gazières qui diminuent et la volatilité des prix du pétrole sont autant de facteurs économiques qui 

favorisent le charbon. Le remplacement des centrales vieillissantes alimentées au charbon, surtout 

dans l’Ouest canadien et dans certaines parties des Maritimes, permet de produire de façon fiable la 

capacité requise pour répondre aux besoins d’électricité. 

La fermeture de centrales au charbon en Ontario mène à une diminution d’environ 16 % des 

importations canadiennes pour ce qui est du charbon thermique et de 4 % dans le cas du charbon 

métallurgique entre 2015 et 2030. Pendant cette même période, les exportations thermiques et 

métallurgiques canadiennes augmentent de 13 %, ce qui correspond au taux d’accroissement 

des échanges de houille entre les régions à des fins de production d’électricité, et ce qui est aussi 

attribuable à la forte demande américaine de charbon pour les aciéries. 

C’est toujours en Maintien des tendances que les exportations de charbon thermique et métallurgique 

sont les plus élevées, augmentant dans les deux cas de 12 % entre 2005 et 2015. Cette augmentation 

est le résultat d’une production accrue de fer et d’acier dans le monde ainsi que d’un recours continu 

aux centrales alimentées au charbon. Les exportations de charbon thermique et métallurgique 

croissent encore de 12 % entre 2015 et 2030. Les importations thermiques augmentent quant à elles 

de 8 % comparativement aux chiffres de 2015 en raison des nouvelles centrales au charbon dans les 

Maritimes. La hausse de 22 % des importations de charbon métallurgique en Maintien des tendances 

est fonction d’une forte 

fIGURE 4.23 

demande. Entre 2015 et 

Émissions canadiennes totales de GES selon le secteur – 2030, c’est en Maintien des 


tendances que les exportations 


nettes sont les plus élevées, 

1 200 

augmentant alors de 16 %. 

1 000 

62 

800 

600 

400 

200 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

résidentiel 

Commercial 



transport 


autres 

Émissions de gaz à 

effet de serre 


les émissions canadiennes 

totales de GES augmentent 

suivant un rythme de 1,5 % 

par année pendant la période 

de 2004 à 2015 et de 0,9 % 

par année par la suite jusqu’en 

2030 (figure 4.23). Ces 

pourcentages sont inférieurs 

au taux de croissance 

historique de 1,7 % entre 

1990 et 2004, en grande partie 

en raison d’un taux de croissance inférieur du PIB, de la hausse des prix des produits de base, des 

améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique, de la plus grande place occupée par les sources 


d’énergie de remplacement 

(p. ex., éthanol et éolien) et de 

la mise au rancart de vieilles 

centrales alimentées au moyen 

de combustibles fossiles. 

Les quotes-parts et taux de 

croissance des GES varient 

selon la province. Les trois 

principaux émetteurs de 

GES en 2030 sont l’Alberta, 

l’Ontario et le Québec. En 

2004, l’Alberta comptait 

pour 31 % des émissions 

canadiennes totales de GES, 

et ce pourcentage passe à 

34 % en 2030. La part de 

l’Ontario demeure de 27 % 

tandis que celle du Québec 

augmente pour atteindre 15 % 

alors qu’elle était de 13 %. 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

fIGURE 4.24 

Intensité totale des GES au Canada – Maintien des 

tendances 


900 

3,0 


0 

0,0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

Les niveaux de gaz à effet de serre augmentent au Canada, mais l’intensité des émissions de GES 

diminue au pays pendant la période à l’étude (figure 4.24). En Maintien des tendances, l’intensité des 

GES diminue de 1,3 % par année, ce qui est un peu plus rapide que le taux historique de 1,1 %. Cette 

situation est attribuable aux améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique et à une utilisation 

accrue des combustibles émergents. 

Enjeux du Maintien des tendances et implications 

intensité (en kt/g$Can de 2000) 



• Une forte croissance de la demande d’énergie et l’évolution des profils de l’offre exigeront 

des investissements dans de nouvelles infrastructures. De telles infrastructures doivent 

d’abord être acceptées par le grand public. 

• Les sables bitumineux devraient compter pour plus de 85 % de l’offre totale de 

pétrole au Canada d’ici 2030, ce qui nécessitera une capacité pipelinière à la hauteur 

et la création de marchés supplémentaires. 

• Le déclin de la production de gaz naturel classique et la croissance de la demande 

gazière pour l’exploitation des sables bitumineux dans l’Ouest canadien compriment 

graduellement les volumes des réserves existantes de gaz dans l’Ouest. Les voies 

d’acheminement du gaz depuis l’Ouest du Canada se rajusteront probablement en 

conséquence. 

• En outre, les voies empruntées et l’utilisation des infrastructures de transport seront 

modifiées partout en Amérique du Nord compte tenu des importations de GNL 

débarquant sur les côtes et des déplacements de la production entre les régions. La 

part croissante des importations de GNL tissera des liens de plus en plus étroits entre 

les marchés gaziers nord-américains et ceux du reste du monde. À l’heure actuelle, les 

approvisionnements en GNL sont précaires, mais des mises en chantier ont eu lieu ou 

des travaux sont prévus en vue d’importants ajouts à la capacité. 

• Des travaux substantiels visant les lignes de transport s’imposeront. 


2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5

64 

• Le rôle du Canada en qualité d’exportateur net de gaz changera graduellement en celui 

d’importateur net d’ici la fin de la période visée. Cela pourrait avoir des répercussions sur 

la balance commerciale, même si la hausse des exportations de pétrole brut devrait faire 

contrepoids. 

• Les risques et incertitudes clés dans le contexte des perspectives du scénario prospectif de 

Maintien des tendances comprennent ce qui suit. 

• Il est prévu qu’en Saskatchewan, les sables bitumineux commenceront à produire en 

2017. Même si les premiers travaux d’exploration sont prometteurs, aucune réserve 

officielle n’a encore été publiée, de sorte que cette hypothèse demeure hautement 

spéculative. 

• Les politiques visant la gestion de la consommation ne sont pas aussi étendues dans 

ce scénario prospectif que dans les autres. Les politiques et les programmes qui sont 

déjà en place sont maintenus jusqu’à la fin de la période visée par le scénario. Celuici 

ne tient pas compte des programmes envisagés ou en cours d’élaboration. Une 

plus grande sensibilisation des consommateurs et un soutien à l’endroit des questions 

environnementales rendent plus probable l’adoption de nouveaux programmes de ce 

genre, ce qui pourrait remettre en cause l’évolution de la situation prévue en Maintien 

des tendances. 


C h a p ti te r e O Cn ie n q 

tr i p L e-e 

Par « Triple‑E » il faut entendre un équilibre entre objectifs économiques, environnementaux et 

énergétiques. Ce scénario prospectif est donc caractérisé par des marchés de l’énergie qui fonctionnent 

bien, des ententes internationales de coopération et, des trois scénarios, les politiques les plus strictes 

en matière de gestion de la consommation. 



Au début de la période visée par ce scénario prospectif, la situation géopolitique se calme. Les prix 

élevés de l’énergie ont des répercussions sur la demande et les pays en développement maintiennent 

de forts taux de croissance économique. Ils mènent à : 

• un accroissement des investissements sur la scène internationale, dans des zones 

précédemment jugées marginales ainsi que dans des infrastructures énergétiques; 

• la mise en valeur de nouvelles sources d’approvisionnement en énergie; 

• un ralentissement des taux de croissance de la demande internationale d’énergie alors que 

les utilisateurs cherchent de nouvelles méthodes plus efficaces liées à la consommation de 

cette énergie et que les gouvernements adoptent des politiques de gestion de la demande; 

• une collaboration internationale accrue, afin de favoriser l’accès à l’approvisionnement 

mondial et de coordonner la demande; 

• un intérêt soutenu à l’égard des niveaux d’émissions sans cesse plus élevés. 


65

En 2010, les ingrédients favorisant des prix faibles sont en place. La combinaison d’un accès élargi aux 

sources d’approvisionnement et d’un ralentissement de la croissance de la demande d’énergie mène à 

un marché énergétique dont l’équilibre est un peu moins précaire. Les prix de l’énergie tombent donc 

entre 2010 et 2020. 

La prise de mesures environnementales se transforme en un phénomène d’envergure mondiale. Le 

mouvement visant la protection de l’environnement a poursuivi sur sa lancée dans les pays développés 

et est désormais perçu comme un élément clé pour l’élaboration des politiques. Des revenus accrus 

dans les pays en développement sont à l’origine de revendications plus vives pour la gérance de 

l’environnement. En dépit de la chute des prix de l’énergie partout dans le monde, les politiques 

globales de gestion des émissions et de la demande d’énergie, adoptées pour combattre des prix élevés 

en début de période, plutôt que d’être abandonnées, sont maintenues en place. 

En 2030, le PIB des diverses économies mondiales connaît une croissance de taille, entraînant à sa 

suite une hausse de la demande mondiale d’énergie. Toutefois, la croissance de la demande aurait pu 

être d’une ampleur encore plus grande n’eût été de l’évolution des valeurs sociales et des politiques 

gouvernementales. Même si la situation n’est pas encore parfaite, le monde est sur la voie d’une 

croissance plus viable. Le lien entre demande d’énergie, émissions et croissance économique s’atténue. 

À l’échelle de la planète, l’offre d’énergie continue d’être suffisante pour répondre à la demande, 

de sorte que les prix demeurent bas. Les réalisations les plus remarquables comprennent un accès 

élargi aux ressources énergétiques à la grandeur du globe alors que la détente géopolitique se 

poursuit, l’expansion d’un marché des GNL à grande échelle, et une croissance importante des 

ressources énergétiques émergentes et de remplacement un peu partout dans le monde. En dernier 

lieu, la place relative occupée par les sources d’énergie plus propres est toujours plus grande, les 

approvisionnements en énergie verte étant davantage appréciés. 


Tout comme ailleurs dans le monde, au Canada, le Triple-E est caractérisé par des politiques 

gouvernementales à long terme visant l’atteinte d’un équilibre entre la consommation d’énergie, les 

impacts environnementaux et la croissance économique. Les politiques envisagées portent notamment 

sur 51 : 

66 

• l’aménagement urbain (p. ex., exigences relatives à la densité de la population, normes plus 

strictes pour la consommation d’énergie dans les codes du bâtiment des secteurs résidentiel 

et commercial, compteurs intelligents, ou soutien à l’endroit de l’énergie à l’échelle des 

quartiers); 

• le prix des émissions, qu’il serait possible d’établir au moyen de divers programmes, 

notamment d’imposition du CO 2, et d’un système de plafonds et d’échanges; 

• des normes élargies relatives à l’efficacité énergétique (p. ex., appareils ménagers et 

commerciaux, de même que moteurs, dont ceux destinés à des applications industrielles); 

• des encouragements financiers (p. ex., subventions de modernisation d’immeubles dans les 

secteurs résidentiel et commercial); 

51 La présente analyse ne comprend pas l’examen d’autres incidences de la mise en œuvre de ces programmes, 

touchant par exemple leur rentabilité, leurs effets distributifs ou la capacité concurrentielle. Ainsi, cette série 

de programmes ne devrait nullement être considérée comme une recommandation quant à l’élaboration d’une 

future politique. Il s’agit plutôt d’une exploration du potentiel canadien à l’égard de l’efficacité énergétique et de 

l’intensité des émissions dans le contexte d’un solide soutien sociétal inhérent au Triple-E. 


• le financement de travaux de recherche et développement ainsi que de projets de 

démonstration (p. ex., subventions et subsides en vue du développement de technologies 

d’accroissement de l’efficacité énergétique ou de réduction des émissions, ce qui peut 

comprendre la construction, en Alberta et/ou en Saskatchewan, d’un pipeline de CO 2 visant 

à faciliter la capture et le stockage de CO 2); 

• les programmes volontaires et d’information (montants consacrés à des programmes et 

des politiques de sensibilisation des consommateurs d’énergie et portant sur les impacts 

environnementaux des biens et services utilisés); 

• des initiatives dans le secteur des transports, y compris l’élargissement des infrastructures 

de transport en commun, des normes plus strictes touchant les véhicules de particuliers 

et pour le transport de marchandises, ou des exigences se rapportant à des carburants 

renouvelables (p. ex., éthanol et biodiesel). 

Une offre d’énergie abondante et des prix peu élevés sur la scène internationale sont à l’origine 

de perspectives où la production de pétrole et de gaz au Canada est la plus faible. Cette situation, 

greffée à des compromis économico-environnementaux, fait que le scénario prospectif Triple-E est 

synonyme d’une croissance économique modérée. De la présence de politiques globales sur la gestion 

des émissions et la demande d’énergie découle, dans le cadre de ce scénario, une stabilisation de la 

demande et de grandes améliorations pour ce qui est de l’intensité énergétique. 


Les facteurs clés donnant forme aux perspectives économiques dans ce scénario prospectif sont 

des marchés qui fonctionnent bien à l’échelle de la planète et des programmes ciblant la demande 

d’énergie et la bonne gestion de l’environnement. 

Selon le scénario prospectif Triple-E, la croissance démographique ralentit pour s’établir à 0,8 % par 

année, ce qui est légèrement supérieur au pourcentage précisé en Maintien des tendances (tableau 5.1). 

De plus forts taux d’immigration sont envisagés en raison de la nature plus ouverte propre à ce 

scénario. Malgré une population plus importante, compte tenu des tendances démographiques, la 

progression de la main-d’œuvre continue de ralentir pour s’établir à 0,7 % par année en moyenne 

pendant la période à l’étude. La productivité mesurée en termes de production par employé croît de 

1,5 % par année sous la poussée de forts programmes de gestion de l’énergie et de l’environnement 

qui incitent producteurs 

et consommateurs 

TAbLEAU 5.1 

canadiens à investir dans 

du matériel plus efficace. Variables macroéconomiques clés – Triple-E 2004-2030 

Les hypothèses relatives 

à la population et à 

la productivité sont à 

l’origine d’une hausse 

moyenne du PIB 

canadien de 2,2 % par 

année (figure 5.1). Ce 

pourcentage est quelque 

peu inférieur à la 

croissance historique du 

fait que l’accroissement 

1990-2004 2004-2030 





biens 2,5 2,4 







68 

fIGURE 5.1 

Taux de croissance réels du PIB – Triple-E 2004-2030 


3,0 

de la productivité ne permet pas 

tout à fait de faire contrepoids au 

ralentissement enregistré à l’égard 

de la main-d’œuvre. 

La structure de l’économie 

2,5 

canadienne demeure assez stable. 

2,0 

Jusqu’en 2030, le secteur des 

biens continue de représenter un 

1,5 

tiers du PIB, le reste revenant aux 

services. Cependant, la répartition 

1,0 

régionale de la croissance 

économique au Canada change. 

0,5 

Les régions manufacturières, 

en particulier l’Ontario et le 

0,0 

Québec, bénéficient d’une forte 

demande d’exportation de biens 

manufacturés. Toutefois, les 

régions productrices de pétrole 

et de gaz sont confrontées à des 

prix peu élevés pour les produits 

de base, ce qui entraîne un 

ralentissement de la production. 

Cela est particulièrement apparent en Alberta, dont l’économie croît à un rythme inférieur à la 

moyenne canadienne. 







Le Triple-E suppose une réduction graduelle de la charge supplémentaire découlant des incertitudes 

liées aux approvisionnements en pétrole 53, ainsi qu’un accès élargi aux ressources pétrolières mondiales 

grâce à la technologie, aux investissements et à une coopération internationale (figure 5.2). En outre, 

à la grandeur de la planète, les mesures gouvernementales qui sont prises et l’évolution des valeurs 

défendues par les consommateurs font que la croissance de la demande est moins forte. Les prix de 

l’énergie sur la scène mondiale suivent cette tendance et, en fin de parcours, sont beaucoup moins 

élevés que ceux prévus selon le scénario de référence ou en Maintien des tendances. 



québec 

Ontario 

manitoba 

saskatchewan 

De fortes importations de GNL en Triple-E ont un effet modérateur sur les prix du gaz naturel 

en Amérique du Nord et font en sorte que ceux au carrefour Henry reculent, pendant la période à 

l’étude, jusqu’à 5,25 $US/GJ (5,50 $US/MBTU) (figure 5.3). Puisqu’il s’agit du combustible fossile 

qui a la plus faible teneur en carbone, le gaz naturel a une valeur accrue dans le cadre de ce scénario 

alberta 

52 En Triple-E, il existe un prix hypothétique pour le CO2 qui rehausse ceux des combustibles livrés aux 

consommateurs. Ce prix est décrit en détail dans le présent chapitre et des données sur les prix d’utilisation finale 

sont présentées dans les annexes. Les prix du pétrole et du gaz dont il est question ici sont pour les produits de base 

et ne tiennent pas compte du CO2 . 

53 Accroissement du prix du pétrole rendant compte de l’ampleur du risque d’interruption des approvisionnements. 

Les situations géopolitiques qui menacent ces approvisionnements poussent à la hausse les prix du pétrole. 


territoires 


prospectif et son prix 

représente 94 % de celui de 

la quantité de pétrole brut 

correspondante en termes 

d’équivalent énergétique. 


Les pressions sur les prix se 

font moindres en Triple-E 

alors que ceux du pétrole 

et du gaz naturel régressent 

comparativement aux 

niveaux atteints au début 

des années 2000, ce qui 

a tendance à ramener les 

coûts vers le bas pour ce 

qui est de la production des 

centrales alimentées par 

des combustibles fossiles. 

Il y a également déclin de 

la croissance de la nouvelle 

production en raison d’une 

progression plus lente de la 

demande d’électricité. Ces 

pressions à la baisse sont 

partiellement neutralisées 

par la quote-part plus 

grande des technologies de 

production émergentes ou 

de remplacement, dont les 

coûts sont plus élevés (p. ex., 

éolien, hydroélectricité et 

épuration du charbon), ce qui 

correspond à une importance 

accrue accordée aux questions 

connexes de qualité de l’air et 

d’émissions de GES ainsi qu’à 

l’existence de programmes 

visant à améliorer la situation 

en ce sens 54. 


fIGURE 5.2 

L’équilibre mondial entre l’offre et la demande ressemblant un peu à celui prévu dans le scénario 

prospectif de Maintien des tendances, le prix du charbon comme produit de base est le même. 

Cependant, l’intensité des émissions de carbone et les coûts qu’elle entraîne font que les prix du 

charbon sont moins avantageux comparativement à ceux du gaz naturel. Par conséquent, les acheteurs, 

54 Les prix de l’électricité selon les régions sont présentés à l’annexe 5. 


en Oklahoma – Triple-E 


100 


90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

14 

12 

10 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

8 

6 

4 

2 

fIGURE 5.3 

historique prévisions en triple-e 


Triple-E 



0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

historique prévisions en triple-e 


qui comprennent les centrales alimentées au charbon et les utilisateurs finals du secteur industriel, 

paient une prime à l’achat. 


La dynamique qui prévaut selon le scénario prospectif Triple-E est une modération de la demande 

d’énergie dans le contexte d’une activité économique robuste. L’atteinte d’un équilibre, dans ce 

scénario, entre idéaux économiques, énergétiques et environnementaux nécessite un ensemble 

complet de politiques ainsi que l’appui des Canadiens. Ces éléments font que la demande demeure 

pratiquement stable et que sa croissance moyenne est réduite à 0,3 % par année. Les influences 

fondamentales qui jouent sont la conservation et l’efficacité énergétique, ainsi qu’un passage graduel 

Prix des émissions de CO 2 et 

réinvestissement 

L’avantage découlant de l’imposition d’un prix sur 

les émissions est que cette façon de procéder permet 

de mieux tenir compte de l’intégralité des coûts de 

production et de consommation de l’énergie. il existe 

un certain nombre de programmes et de politiques qui 

pourraient être mis de l’avant en vue de la définition 

d’un prix pour les émissions de CO 2 , notamment 

une taxe sur le CO 2 ou un programme imposant un 

plafond pour les émissions de ges et créant un système 

d’échange de droits en la matière. L’imposition d’un 

prix permet des réductions rentables des émissions, 

favorise les investissements visant l’élaboration de 

technologies plus propres et plus efficaces, et ouvre la 

voie à la création de revenus pouvant être réinvestis 

dans l’économie dans le but précisément d’atteindre les 

objectifs. 

dans le scénario prospectif triple-e, les sommes 

recueillies au moyen des prix imposés sur les émissions 

de CO 2 servent à soutenir les programmes de 

modernisation d’immeubles, à financer des travaux de 

recherche, développement et démonstration devant 

faciliter le passage technologique prévu dans le cadre 

de ce scénario, à fournir des capitaux pour des projets 

précis (p. ex., développement d’une ossature pipelinière 

en vue de la capture de CO 2 et de leur stockage), 

et à développer des ressources et des programmes 

d’information. Le développement des ressources ne se 

limite pas aux campagnes de sensibilisation du grand 

public. il comprend aussi la formation d’ingénieurs, 

d’architectes, d’exploitants et d’installateurs qualifiés. de 

tels programmes d’information font mieux connaître les 

questions propres à l’énergie, et mènent à une meilleure 

conservation de celle-ci ainsi qu’à la création de 

systèmes énergétiques de plus grande qualité. 

70 

à des combustibles émettant moins de carbone, 

comme l’éthanol et le biodiesel 55. 

Même si les prix de l’énergie sur la scène mondiale 

sont plus bas en Triple-E, ceux payés pour les 

combustibles fossiles par les utilisateurs finals 

sont semblables à ceux prévus en Maintien des 

tendances car les émissions de CO 2 ne sont pas 

gratuites. Le rajustement pour les émissions est 

fondé sur la teneur en carbone des combustibles et 

progresse au fil du temps. Le coût des émissions 

de CO 2 entre 2010 et 2014 est de 15 $/tonne 56. 

Ce montant augmente de 10 $ tous les cinq ans, 

et à la fin de la période à l’étude, le prix des 

émissions est de 45 $/tonne de CO 2. Les sommes 

ainsi recueillies sont réinvesties dans l’économie 

afin de faciliter le passage structural requis dans le 

contexte du scénario prospectif Triple-E. 

Tendances de la demande totale 

d’énergie secondaire 

En Triple-E, la demande totale d’énergie 

secondaire au Canada croît à un rythme de 0,3 % 

par année pendant la période de 2004 à 2030, ce 

qui est de beaucoup inférieur au taux de croissance 

historique de 1,8 % entre 1990 et 2004. Puisqu’il 

n’est pas aussi facile pour le secteur industriel de 

passer à des combustibles plus propres et moins 

coûteux, la demande augmente plus rapidement 

que dans les secteurs résidentiel et commercial, 

davantage enclins à réagir aux politiques en place. 

Les quotes-parts et les taux de croissance de la 

demande pour les différents secteurs varient selon 

la province. Les trois principaux consommateurs 

55 Il est question des sources d’énergie émergentes et de remplacement pour la production d’électricité, comme 

l’éolien, dans la section sur l’électricité. 

56 Ce qui revient, par exemple, à environ 4 cents le litre d’essence. 


d’énergie sont l’Ontario, l’Alberta et le Québec. L’Ontario compte pour 33 % de la demande totale 

d’énergie secondaire au Canada, l’Alberta pour 26 % et le Québec pour 19 %. Les hypothèses 

relatives à la population provinciale, au revenu disponible des particuliers et à l’économie, telles 

qu’elles sont décrites dans la section sur les perspectives macroéconomiques de ce chapitre, ont toutes 

une influence sur la demande d’énergie des provinces. Les taux de croissance de la demande totale 

d’énergie secondaire varient selon la région. L’Ontario, le Québec, l’Alberta, l’Île-du-Prince-Édouard, 

le Yukon et le Nunavut 

présentent des taux plus élevés 

que la moyenne canadienne. 

Partout ailleurs, les taux de 

croissance sont moins élevés 

que la moyenne. En fait, les 

taux de croissance annuels 

moyens sont négatifs en 

Saskatchewan, au Manitoba, 

en Nouvelle-Écosse, au 

Nouveau-Brunswick et à 

Terre-Neuve-et-Labrador, 

c’est-à-dire que la demande 

en 2030 est inférieure à celle 

en 2004. Cette situation est 

le résultat des tendances 

démographiques, d’une 

croissance économique 

modérée et d’améliorations 

apportées en matière 

d’efficacité énergétique. 


projetée commence par 

augmenter rapidement, 

pour ensuite ralentir et 

finalement se stabiliser 

(figure 5.4). Un équilibre 

précaire est établi entre 

les moteurs économiques 

(revenu et PIB) qui poussent 

la demande d’énergie vers 

le haut et l’influence dans le 

sens contraire de différents 

programmes, politiques et 

valeurs sociétales. 

L’intensité de la demande 

totale au Canada diminue 

plus rapidement en Triple-E, 

soit à un rythme de 1,9 % 

par année, que le taux 

annuel historique de 1,0 % 

(figure 5.5). Cette réduction 

en % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

fIGURE 5.4 


le combustible – Triple-E 

0 

6 6 7 8 

31 31 28 25 

19 

1990 2004 2015 2030 


Électricité 

gaz naturel 

biocarburants et formes 

d'énergie émergentes 


18 

42 42 45 49 

fIGURE 5.5 


secondaire – Triple-E 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

18 

17 

autres 



0 

0,0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


indice de la 

demande (1990 = 1) 


3,0 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5

est principalement attribuable aux audacieuses politiques en matière d’énergie qui sont envisagées dans 

ce scénario prospectif. 

Demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel 

Le secteur résidentiel réagit particulièrement bien à diverses politiques. Il a donc plus de facilité à 

renverser la tendance historique d’une demande accrue découlant d’un état d’esprit de consommation 

insatiable qui, pour l’essentiel, a annulé les gains passés en matière d’efficacité énergétique. Des 

règlements uniformes appliqués à la grandeur du Canada font que des technologies et des pratiques 

auparavant marginales sont désormais d’application très vaste. Conséquemment, plusieurs services à 

l’intention des utilisateurs finals, qu’il s’agisse par exemple du chauffage de locaux et de l’eau, sont 

témoins d’une diminution nette de la demande d’énergie entre 2004 et 2030. Les réductions de la 

72 

Le rôle de l’hydrogène dans l’avenir énergétique du Canada 

par habitant, le Canada est déjà le plus gros producteur d’hydrogène parmi les pays de l’OCde, et il est 

à l’avant-garde pour ce qui est des travaux de recherche et développement en la matière. L’attrait d’une 

« économie hydrogénée » est phénoménal et le Canada est bien placé pour en tirer parti. 

Comme l’électricité, l’hydrogène n’est qu’un mode de distribution de l’énergie. sa nature se rapproche 

davantage de celle d’une pile que de celle d’un combustible. La production d’hydrogène se fait au détriment 

d’autres types d’énergie. pour le moment, la plus grande partie de l’hydrogène produit l’est à partir du gaz 

naturel, au moyen d’un processus qui rejette du CO 2 dans l’atmosphère. toutefois, de l’hydrogène pourrait 

être produit par électrolyse de l’eau au moyen d’électricité. Cette électricité pourrait provenir de centrales 

nucléaires ou alimentées au charbon ou au gaz, mais la stratégie idéale à long terme serait de relier l’énergie 

renouvelable (hydroélectrique, solaire ou éolienne) à la production d’hydrogène. À l’heure actuelle, il est 

moins coûteux de produire de l’hydrogène à partir du gaz naturel que de l’électricité. L’avenir de l’hydrogène 

dépend de ses applications possibles. Le tableau suivant fait état de certaines applications possibles de 

l’hydrogène, ainsi que des principaux avantages et obstacles associés à chacune. 

Application Principaux avantages Principaux obstacles 

remplacement de l’essence 

et du diesel à des fins de 

transport 

remplacement du gaz naturel 

sur les marchés résidentiels et 

industriels 

moyen de stocker de 

l’énergie électrique tampon 

efficacité accrue, diminution du CO 2 et 

meilleure qualité de l’air dans les villes 

dispositifs d’alimentation sans interruption/ 

en veille, CCÉ et remplacement du reformage 

de méthane à la vapeur pour le raffinage et la 

valorisation des sables bitumineux 

Complémentarité aux sources intermittentes 

d’énergie (éolienne et solaire) ainsi que 

possibilité de tirer avantage de la capacité de 

réserve et en dehors des périodes de pointe du 

réseau 

remplacement au ajout 

d’infrastructures pour faire le plein à 

l’hydrogène, stockage et coûts 

grands marchés qui ne sont 

habituellement pas proches des lieux 

de production, ce qui ajoute aux 

coûts 

Concurrence avec d’autres 

technologies de stockage d’énergie 

qui progressent rapidement 

Les difficultés que l’industrie doit affronter sont grandes et le recul de 20 % des investissements dans ce 

domaine ces dernières années, constaté par l’association canadienne de l’hydrogène, suffit à s’en convaincre. 

en dépit des coûts très élevés associés pour l’instant à la production d’hydrogène et à son utilisation, les 

investissements effectués par l’industrie ainsi que par les gouvernements fédéral et provinciaux confirment 

que l’hydrogène continue d’être très présent dans le contexte des politiques régionales sur l’énergie. puisqu’il 

est probable que le large déploiement et l’incidence de ces technologies devront attendre après la fin de la 

période à l’étude dans le présent rapport, celui-ci n’en fait pas état. 

pour un complément d’information sur l’hydrogène au Canada, le lecteur est prié de consulter le site Web de 

l’association canadienne de l’hydrogène au www.h2.ca. 


demande dans le secteur résidentiel sont rendues possibles en raison de l’intégration de plusieurs 

politiques clés, dont les suivantes. 

• Toutes les maisons neuves répondent aux normes de rendement énergétique R‑2000 57 (ou 

l’équivalent) d’ici 2015 (et le rythme de telles améliorations se maintient jusqu’en 2030). 

• Tous les nouveaux appareils ménagers sont certifiés Energy Star ® d’ici 2015. 

• Des programmes et des politiques à l’appui de la modernisation des maisons existantes au 

chapitre de l’énergie sont adoptés. 

L’accent est mis sur les politiques de planification urbaine stratégique ou de « croissance intelligente ». 

Les politiques suivantes figurent au nombre de celles touchant spécifiquement la consommation 

d’énergie des immeubles résidentiels. 

• Un aménagement urbain plus compact qui prévoit notamment un recours accru aux 

immeubles d’habitation comparativement aux maisons unifamiliales. 

• Des murs mitoyens et des systèmes d’exploitation de l’énergie partagés par plusieurs 

foyers, notamment à l’échelle de toute une collectivité (p. ex., distribution de l’énergie ou 

chauffage à la grandeur d’un quartier). 

La nouvelle norme sur l’habitation en Triple-E est à l’origine d’une amélioration de 30 % du 

rendement énergétique par rapport à la moyenne historique. La preuve d’une telle amélioration a déjà 

été faite dans le contexte de programmes du type R-2000, BuiltGreen TM58 et Energy Star ® pour les 

maisons neuves. Le marché des habitations vertes a récemment connu une vive croissance. Certains 

éléments portent à croire que le marché soutient comme jamais auparavant cette démarche et dans 

le scénario prospectif Triple-E, l’hypothèse avancée est que, pour la plupart, les maisons neuves 

construites le sont en se prévalant des possibilités qui s’offrent à cet égard. 

L’objectif de 30 % d’amélioration représente des économies totales regroupant l’enveloppe de 

bâtiment (isolation/élimination des courants d’air), les fenêtres, les systèmes de chauffage et 

d’éclairage ainsi que les appareils ménagers. Le système actuel d’évaluation du rendement énergétique 

des demeures au Canada, soit ÉnerGuide pour les maisons (EGM) 59, est un indicateur utile de la 

progression à ce chapitre entre 2004 et 2030. Au cours des dernières années, les maisons neuves 

présentaient une note EGM moyenne autour de 72. L’objectif avancé pour 2015 est de 80 et passe 

à entre 90 et 100 d’ici 2030. L’union des améliorations des procédés et des technologies permet d’y 

parvenir. À titre d’exemple, la technologie (c.-à-d. chauffe-eau à condensation) et les procédés (c.-à-d. 

pommes de douche à faible débit) permettent de réaliser des gains lorsqu’il s’agit de chauffer l’eau. Les 

améliorations aux procédés accroissent l’efficacité au-delà de ce que, sur le plan technique, le dispositif 

permet à lui seul. Les économies sont encore plus grandes quand y sont greffées des modifications 

de comportement. Le scénario prospectif Triple-E prévoit un éthos de conservation à l’origine 

d’importantes améliorations, même en présence de progrès technologiques de faible envergure. 

La tendance historique d’amélioration se poursuit dans le cas des gros appareils électroménagers, 

qui sont dotés des mécanismes nécessaires en vue de leur intégration aux programmes d’intervention 

57 Une maison R-2000 remplit des exigences techniques plus rigoureuses que celles prévues dans les codes du 

bâtiment. 

58 BuiltGreenTM est une organisation sans but lucratif qui fait la promotion de pratiques et de modes de construction 

d’habitations non dommageables pour l’environnement. 

59 Selon le système d’ÉnerGuide, une demeure consommant une quantité nette nulle d’énergie produirait une note de 

100. Une note se situant entre 90 et 100 est considérée inclure ce qu’il se fait de mieux en matière de technologie 

du bâtiment, d’appareils ménagers et de systèmes d’éclairage, en plus de profiter d’un certain apport de la part de 

sources d’énergie de remplacement. 


en matière de puissance mis de l’avant par les services publics, notamment en vue de la réduction 

de la charge aux périodes de pointe et dans le contexte de la tarification au compteur horaire. 

Energy Star* est encore plus présent sur le marché et devient la norme d’ici 2015. La tendance 

historique d’accroissement de la demande d’électricité de la part d’une multitude de petits appareils 

électroniques, comme les ordinateurs et autres dispositifs, portatifs et de divertissement, est atténuée 

par de nouvelles lois internationales limitant à un watt leur consommation d’énergie en veille. 

D’ici la fin de la période visée par le scénario prospectif, les progrès en matière d’efficacité se font 

moins imposants. Toutefois, l’adoption des meilleures technologies existantes met de plus en plus à 

contribution des sources d’énergie émergentes et de remplacement. En Triple-E, cela aboutit à de 

nombreuses maisons et collectivités consommant une quantité nette nulle d’énergie. L’apport des 

énergies renouvelables sur place contrebalance les achats d’énergie. 

L’énergie (solaire) photovoltaïque (PV), l’énergie thermique solaire et l’énergie géothermique sont 

intégrées aux systèmes d’exploitation énergétique des demeures, sur le modèle de la gestion de 

la consommation. Les taux de mise en application sont fondés sur les projections d’associations 

industrielles. De telles technologies ont connu une croissance rapide ces dernières années, mais à 

partir de débuts négligeables. Pour en arriver à un nombre optimal de foyers obtenant une note entre 

90 et 100 sur l’échelle EGM, les technologies doivent s’améliorer et les coûts diminuer. Cela pourrait 

se concrétiser au moyen d’investissements proactifs en recherche et développement. 

Le rendement énergétique du secteur résidentiel est limité par le grand nombre de maisons plus âgées, 

et donc moins efficaces, qui continuent d’être présentes pendant des décennies. De gros travaux de 

modernisation entraînent des perturbations, sont coûteux et ne deviennent rentables que longtemps 

après la fin de la durée moyenne d’occupation des lieux par les personnes qui les entreprennent. 

Jusqu’à tout récemment, le nombre officiel de modernisations de foyers sur le plan énergétique 

qui ont été menées à terme dans le cadre du programme EGM était faible (moins de 10 000 par 

année). En outre, la principale motivation pour effectuer des rénovations a depuis toujours été de 

nature esthétique. Dans cette optique, le scénario Triple-E affecte, sous forme de subventions pour 

modernisation énergétique, une partie des sommes découlant de l’imposition d’un prix sur le CO 2. 

C’est dans une proportion d’environ 5 % que d’anciennes demeures sont modernisées chaque année, 

ce qui est à l’origine d’une réduction de 18 % de la demande d’énergie. De récentes statistiques 

indiquent qu’un nombre sans précédent de propriétaires envisagent la possibilité d’effectuer des 

rénovations dans un proche avenir 60. Compte tenu de l’état d’esprit qui prévaut en Triple-E, toute 

occasion de rénovation signifie nécessairement des améliorations au chapitre de l’énergie. Une telle 

attitude, alliée à des préoccupations en ce qui concerne la qualité de l’air à l’intérieur des demeures 

ainsi qu’à des encouragements financiers supplémentaires, permet de greffer un volet d’amélioration 

de l’efficacité énergétique à presque tout projet de rénovation. 

La politique liée à la forme urbaine est peut-être celle qui illustre le mieux l’évolution de fond 

en Triple-E. Elle regroupe les questions d’efficacité énergétique, d’énergie de remplacement, 

d’aménagement urbain, de distribution d’énergie et de transport. De plus, cette politique est 

révélatrice des enjeux complexes présents lorsqu’il faut se pencher en même temps sur des problèmes 

technologiques et sur d’autres de nature structurale (zonage/codes/règlements). La modélisation de la 

politique a commencé avec un accroissement de la part occupée par les mises en chantier d’immeubles 

d’habitation (appartements, maisons en rangées ou copropriétés) comparativement à celles de maisons 

unifamiliales. Depuis toujours, le nombre de maisons unifamiliales mises en chantier a été de loin 

supérieur à celui des immeubles d’habitation. Ces dernières années, le nombre de mises en chantier 

60 Société canadienne d’hypothèques et de logement, L’Observateur du logement au Canada, 2005 

74 


d’immeubles d’habitation a beaucoup augmenté 61, et cette tendance se poursuit ou même s’accentue, 

au point où le nombre de ces immeubles a progressé de 10 % au cours de la période de modélisation. 

Une densité accrue permet de réduire la demande d’énergie dans le secteur résidentiel en raison de la 

présence de murs mitoyens et du partage de systèmes énergétiques. S’ensuivent en outre toutes sortes 

de possibilités. Une plus forte densité ouvre la voie à de belles occasions en matière de distribution 

d’énergie et de systèmes énergétiques communautaires. Les systèmes de chauffage à la grandeur d’un 

quartier, les gros ensembles géothermiques ou de stockage d’énergie et la facturation nette d’électricité 

permettent de porter le degré d’efficacité bien au-delà des simples dispositifs individuels à l’intention 

des utilisateurs finals. C’est pour les transports, dont il est question plus loin dans ce chapitre, que la 

forme urbaine a la plus grosse incidence. 

La sensibilisation sous toutes ses formes joue un rôle de premier plan dans le scénario Triple-E. 

La notion de sensibilisation a fait l’objet d’une modélisation fondée sur les résultats des projets de 

démonstration liés à l’utilisation de compteurs intelligents, dans le cadre desquels les participants 

ont réduit leur consommation moyenne d’électricité de 6 % en réaction à l’information mise à leur 

disposition 62. Alors que les gains réalisés prenaient surtout la forme d’économies d’électricité dans des 

maisons existantes, tous les utilisateurs finals ont profité, ne serait-ce qu’un peu, de la notion générale 

de sensibilisation et de la caractéristique de conservation d’énergie du scénario prospectif Triple-E. 

Dans l’ensemble, la demande d’énergie secondaire dans le secteur résidentiel au Canada diminue de 

0,1 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 5.6). 


secondaire dans le 

secteur commercial 

Dans le secteur commercial, 

les politiques, possibilités et 

résultats sont fort semblables 

à ceux du secteur résidentiel. 

Il est compréhensible que 

ces deux secteurs soient 

fréquemment réunis sous 

l’appellation d’environnement 

« bâti ». 

C’est au moyen d’une 

combinaison de politiques 

identiques à celles adoptées 

dans le secteur résidentiel que 

l’écart entre les rendements 

historique et futur des 

immeubles dans le secteur 

commercial se comblera. 

La plus importante de 

fIGURE 5.6 


selon le combustible – Triple-E 


1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


61 Société canadienne d’hypothèques et de logement, L’Observateur du logement au Canada, 2005 

62 Energy Evolution. « Ontarion Government Approves Full Smart Metering Rollout for Chatham-Kent Hydro » (le 

gouvernement de l’Ontario autorise Chatham-Kent Hydro à déployer des compteurs intelligents à grande échelle), 

14 septembre 2006. 


forme urbaine et « croissance intelligente » 

nombreuses sont les villes canadiennes qui ont adopté la 

notion de « croissance intelligente » de manière à assurer, à 

long terme, économie durable et pérennité de l’environnement. 

La croissance intelligente se fonde sur une stratégie foncière et 

urbaine qui fait la promotion des éléments suivants. 

• aménagement compact et schéma de développement 

visant une efficacité accrue des déplacements 

• moins grande dépendance à l’endroit du transport 

automobile 

• projets d’aménagement mixtes et de haute densité 

autour des infrastructures de transport 

• protection des espaces verts 

• Conservation des matériaux, de l’énergie et de l’eau 

• Centres piétonniers et sens communautaire plus présent 

76 

ces politiques est un resserrement des 

exigences des codes du bâtiment pour 

relever le rendement énergétique des 

nouveaux immeubles jusqu’au niveau de 

la norme argent de Leadership in Energy 

and Environmental Design (LEED MD), 

soit une amélioration de 25 % à ce 

chapitre d’ici 2015. Le système LEED MD 

est en partie fondé sur l’adoption de 

diverses technologies du bâtiment non 

dommageables pour l’environnement. 

Les promoteurs immobiliers sont libres 

de choisir, selon le projet, les éléments les 

plus appropriés parmi toute une gamme 

de mesures visant l’efficacité énergétique 

(isolation, fenêtres, ventilation, éclairage 

et appareils ménagers), de matériaux de 

construction, de modes d’utilisation des 

ressources (y compris l’eau) et de sources 

d’énergie de remplacement dans le but de 

répondre à certaines exigences minimales. 

Depuis peu, dans l’industrie de la 

construction, des matériaux verts 

exemplaires sont de plus en plus utilisés63. Différents aspects comme l’image de 

marque, la qualité de l’air à l’intérieur 

des bâtiments (meilleure productivité/ 

diminution du nombre de jours de congé de 

maladie) et le prestige constituent autant de 

force à l’origine de l’intérêt démontré sur le 

marché. L’effet s’en fait pleinement sentir par suite de l’adoption d’une norme minimale réglementée 

qui s’applique à la grandeur du pays. En règle générale, les économies d’énergie que de tels immeubles 

permettent de réaliser comparativement à une construction de référence se situent entre 25 % et 

50 %, mais elles ont parfois atteint entre 60 % et 80 % 64. 

La forme urbaine est une influence majeure au chapitre de la 

baisse de la demande d’énergie dans le secteur des transports 

et de la réduction des émissions de ges. Le fait qu’une petite 

partie de la population privilégie désormais la marche/ 

l’autobus/le train/le vélo ou même le télétravail équivaut à 

l’adoption par une grande partie de cette même population de 

voitures plus efficaces sur le plan de l’énergie. aucune de ces 

possibilités n’est laissée pour compte dans le scénario triple-e. 

La probabilité d’une amélioration significative de l’ensemble des immeubles commerciaux existants est 

encore plus problématique que pour le marché résidentiel. Il s’agit d’un enjeu de taille compte tenu 

du fait que 75 % des infrastructures en place en 2030 auront été construites avant 2005. En grande 

partie, les immeubles au Canada sont relativement âgés 65. Il est clair que les politiques de subvention à 

des fins de modernisation ont remporté du succès. Les résultats du Programme d’encouragement pour 

les bâtiments commerciaux (PEBC) du gouvernement fédéral montrent des améliorations moyennes 

de 35 % par rapport au Code modèle national de l’énergie pour les bâtiments (CMNÉB) après des 

travaux de modernisation. Au cours des quelques dernières années, des améliorations de l’ordre 

63 Voir la liste sur le site Web du Conseil du bâtiment durable du Canada au http://www.cagbc.org/uploads/LEED_ 

Certified_Projects_in_Canada_Updated_070605.pdf. 

64 Selon les normes minimales recommandées dans le Code modèle national de l’énergie pour les bâtiments 

(CMNÉB) 

65 Selon la Société canadienne de génie civil, 31 % des immeubles ont entre 40 et 80 ans tandis que 28 % ont plus de 

80 ans. Carte routière technologique pour les systèmes d’infrastructures civiles 2003‑2013, juin 2003. 


de 50 % à 60 % étaient courantes 66. D’après la modélisation pour le scénario prospectif Triple-E, 

une amélioration de 20 % est appliquée à 5 % des immeubles existants chaque année. Un certain 

nombre de « fruits bien mûrs » sont proposés, pour les bâtiments du secteur commercial, dans le 

contexte d’améliorations aux systèmes d’éclairage (lampes fluorescentes, éclairage à la lumière du jour 

et détecteurs de présence) et d’améliorations aux dispositifs automatiques et de commande dans les 

immeubles. Même si ces mesures sont rentables quel que soit le scénario, en Triple-E, elles s’allient en 

outre à des subventions pour favoriser une démarche systémique à la grandeur des bâtiments. 

Aliments, fibres et combustibles fossiles 

L’éthanol est l’exemple le plus connu parmi les combustibles de source biologique qui font une percée dans 

les marchés bien établis des combustibles fossiles. L’éthanol n’est qu’un biocarburant parmi tant d’autres 

dans le secteur de la biomasse en rapide expansion. Les éléments constituant la biomasse (ou bioéconomie) 

comprennent la bioénergie, les biocarburants et les produits et procédés biologiques. en plus de constituer 

une solution de remplacement à l’essence, les charges d’alimentation de source biologique peuvent remplacer 

le diesel ou y être mélangées, servir à la production d’énergie électrique ainsi que dans les systèmes de 

chauffage, et même être utilisées dans le secteur des produits chimiques pour la production de plastique, de 

peinture et de détersif. 

Le secteur de la biomasse donne à penser que des éléments biologiques (tirés de la forêt et de l’agriculture) 

pourraient répondre à 20 % des besoins en énergie du Canada d’ici 2030. déjà, ils sont utilisés pour 

60 % des besoins en chaleur et en électricité de l’industrie canadienne des pâtes et papiers. L’attrait des 

biocarburants, en particulier de l’éthanol, découle du fait qu’ils permettent de réduire les émissions de 

ges qu’ils assurent la continuité des approvisionnements énergétiques et qu’ils favorisent l’agriculture. pour 

toutes ces raisons, le Canada soutient depuis longtemps l’industrie de l’éthanol. Jusqu’à tout récemment, 

l’éthanol représentait moins de 1 % de l’essence vendue. des politiques ont maintenant été adoptées à 

l’appui d’un objectif de 5 % de sa quote-part d’ici 2010. L’activité visant l’accroissement de la capacité de 

production d’éthanol en amérique du nord a été sans égale l’an dernier. Comme il a été possible de le 

constater récemment aux É.-u., la promotion exhaustive du maïs pour produire de l’éthanol a des répercussions 

à bien des égards. notamment, les habitudes établies du commerce d’exportation ont été modifiées ou même 

renversées, ce qui a eu des conséquences sur les entreprises de production d’aliments et les éleveurs en plus de 

soulever certaines préoccupations environnementales connexes. 

même si l’agriculture est une industrie assez énergivore, un large éventail d’analyses scientifiques dûment 

contrôlées ont démontré l’existence d’un gain énergétique net pour l’éthanol produit à partir de fécule de maïs 

fermentée par rapport à l’essence. (aux É.-u., ce gain est estimé à environ 38 %.) L’industrie des biocarburants 

et les décideurs jugent que la situation actuelle est un phénomène transitoire qui mènera à de plus grandes 

améliorations de l’efficacité et à des coûts plus faibles. actuellement, il en coûte davantage pour produire 

de l’éthanol que de l’essence. en vue d’atteindre l’objectif de 10 % fixé dans le scénario prospectif triple-e, 

l’hypothèse posée est que la technologie continuera d’évoluer rapidement. L’éthanol cellulosique, c’est 

à-dire produit à partir de fibres végétales (plutôt que de grains fermentés) arrive à l’étape de la production 

commerciale et ce sont des sociétés canadiennes qui ouvrent la marche pour cette technologie, laquelle 

pourrait éventuellement permettre de multiplier par dix les hausses d’efficacité. par ailleurs, certaines cultures 

comme celles du peuplier et du panic raide pourraient améliorer le degré d’efficacité de la production. des 

processus plus efficaces (y compris la combustion, la gazéification et la pyrolyse) favoriseront eux aussi le 

développement du secteur de la biomasse dans son ensemble. 

pour un complément d’information : 

www.cbin-rcib.gc.ca 

www1.eere.energy.gov/biomass/net_energy_balance.html 

www.greenfuels.org 

www.biocap.ca 

66 Ressources naturelles Canada (RNCan), Built Environment Strategic Roadmap – Commercial Buildings Technology 

Review, Centre de la technologie de l’énergie de CANMET (CTEC), 2007 


Une raison expliquant l’escalade de la demande dans le secteur commercial ces dernières années est 

un recours toujours plus grand aux appareils de climatisation et à la présence de charges branchées 

en permanence (p. ex., ordinateurs et imprimantes). Les bureaux et les magasins de détail constituent 

désormais le sous-secteur d’immeubles commerciaux dont la croissance est la plus rapide, et qui plus 

est, il est presque certain qu’ils seront climatisés et entièrement informatisés. La norme Energy Star* 

(amélioration de 10 % à 15 % comparativement à la moyenne) pour les appareils ménagers, ainsi que 

la nouvelle limite universelle de 1 watt pour les appareils en veille, sont efficaces également sur le 

marché commercial puisqu’elles visent directement une des principales sources de l’accroissement de 

la demande. 

La commutation de combustible au profit de sources d’énergie de remplacement sur place, qu’il 

s’agisse d’énergie géothermique, PV ou thermique solaire, compte pour presque un tiers des 

économies totales d’énergie sous forme de combustible fossile en Triple-E par rapport aux données 

pour le Maintien des tendances. L’apport de la géothermie est de plus ou moins 3 % pour ce qui est 

des économies en chauffage de locaux. L’énergie thermique solaire touche les sous-secteurs avec fortes 

charges de chaleur, comme les pavillons récréatifs, les hôtels et les établissements de soins de santé, et 

elle est alors à l’origine d’économies de quelque 10 % au chapitre du chauffage de l’eau. L’apport de 

l’énergie PV s’accroît de façon exponentielle mais est de trop faible envergure (moins de 2 %) pour 

donner lieu à une modélisation individuelle. 

En plus des reculs majeurs en raison des coûts de production et de ceux des matières premières, 

un déploiement intégral nécessite un certain temps pour la mise sur pied des infrastructures, ce 

qui comprend des normes d’interconnexion et la formation du personnel. Afin de tenir compte de 

l’influence de tels gains, une prime est ajoutée aux gains d’efficacité des gros appareils électriques qui 

permettent de déloger une faible quantité d’électricité achetée. 

En outre, la production sur place de chaleur et d’électricité dans le secteur commercial prend de 

l’importance et déloge presque 2 % de la demande totale d’achat d’électricité dans ce secteur en 2030. 

fIGURE 5.7 




1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

78 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


Cela est rendu possible par 

l’union des facteurs favorables 

que sont les améliorations 

technologiques, la réduction 

des coûts et un milieu 

réglementaire qui favorise une 

distribution d’énergie accrue. 



commercial au Canada 

croîtra de 0,3 % par année 

pendant la période de 2004 

à 2030, ce qui est inférieur 

au taux historique de 2,5 %, 

en raison des caractéristiques 

économiques du scénario 

prospectif Triple-E et des 

politiques énergétiques qui 

sont avancées dans ce scénario 

(figure 5.7). Dans le secteur 

commercial, les biocarburants 

et les sources d’énergie 


émergentes passent d’une quote-part nulle en 2004 à une de 2 % en 2030 avec la mise en œuvre de 

politiques sur l’énergie solaire et géothermique. 

Demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel 

Les influences macroéconomiques sont prédominantes au chapitre de la demande industrielle. En 

Triple-E, l’évolution de la demande varie en fonction du type d’industries, mais les changements les 

plus profonds prennent la forme d’une réduction visant l’extraction minière ainsi que celle des sables 

bitumineux et d’autres produits pétroliers. La demande dans le secteur industriel est aussi influencée 

par les mêmes politiques fondamentales que pour les immeubles commerciaux, y compris l’adoption 

accélérée de normes sur l’efficacité, des subventions pour la modernisation des installations et du 

matériel, un soutien à l’endroit des travaux de recherche et développement, de même que l’imposition 

d’un prix sur le carbone. Pour nombre de raisons, notamment la concurrence qui sévit afin d’attirer 

des capitaux et les perturbations du flux de production, les améliorations en matière d’efficacité 

énergétique dans le secteur industriel ne varient pas énormément selon le scénario. Les sources 

d’énergie émergentes ou de remplacement de peu d’importance ne font pas l’objet d’une modélisation 

à l’égard de la demande industrielle, mais l’accroissement de taille de la cogénération sur place, 

c’est-à-dire de la production combinée de chaleur et d’électricité, est inclus dans les gains d’efficacité. 

Les systèmes motorisés et la chaleur industrielle constituent des charges universelles dans toutes 

les sous-sections de ce secteur. Des améliorations en matière d’efficacité énergétique découlant de 

l’optimisation de la technologie et des procédés mènent à une hausse annuelle d’environ 1 %, ce qui 

est légèrement mieux que la tendance historique. En Triple-E, la demande industrielle se distingue 

surtout vers la fin de la période à l’étude alors que les gains d’efficacité montent en flèche compte tenu 

d’innovations majeures dans les processus utilisés par les industries les plus énergivores. Il s’agit des 

technologies les moins bien définies qui sont quand même modélisées. Ces technologies comprennent 

l’amélioration des processus électrolytiques pour la fusion de l’aluminium et du cuivre, la gazéification 

de la lessive résiduaire dans le secteur des pâtes et papiers, et des technologies perfectionnées pour 

la manutention des matériaux, permettant d’inclure une part plus importante de matières recyclées à 

transformer. 

Dans le secteur pétrolier et gazier, l’ampleur de la demande d’énergie justifie une analyse distincte 

de celle effectuée pour l’ensemble des industries. Selon le scénario prospectif Triple-E, toutes 

les politiques s’orientent de telle manière à établir ou du moins à favoriser un modèle de mise en 

valeur précis dans le secteur pétrolier ou gazier. La réduction de la demande de produits et la baisse 

des prix font obstacle à l’obtention de pétrole et de gaz à partir des sources les plus énergivores 

et les plus coûteuses. Non seulement le scénario Triple-E fait-il en sorte de cibler les gisements à 

mettre en valeur, mais il dicte aussi la manière de le faire, privilégiant les processus les plus efficaces 

comme le gaz oxygéné ou la gazéification en vue de la valorisation et de la production de pétrole 

brut synthétique. Un recours toujours plus grand aux technologies de gazéification dans les sables 

bitumineux aurait pour conséquence de réduire la consommation de gaz naturel et il serait en outre 

possible de produire un flux de CO 2 pur pour la capture de dioxyde de carbone et son stockage. Cette 

question est traitée plus en détail dans la section sur le pétrole. 

La demande d’énergie secondaire dans le secteur industriel au Canada croîtra suivant un taux de 

0,3 % par année pendant la période de 2004 à 2030 (figure 5.8). Les hypothèses de ralentissement 

de la croissance économique dans ce secteur, alliées à des politiques d’amélioration de l’efficacité, 

maintiennent la progression de la demande à un niveau plus bas que le taux historique de 1,8 %. 

La demande industrielle totale augmente plus rapidement au cours de la première moitié de la 

période de prévision en raison d’une forte croissance dans le secteur pétrolier et gazier. Toutefois, 

un ralentissement de la demande survient lorsque la croissance dans ce même secteur s’amenuise à 


la suite de la baisse des prix des produits de base. Hors énergie, la hausse se situe à 0,6 % pendant la 

période de prévision, ce qui ne suffit pas à continuer de pousser vers le haut la demande industrielle 

dans son ensemble. Dans ce scénario prospectif, l’exclusion du pipeline de la vallée du Mackenzie 

attribuable au recul des 

80 

fIGURE 5.8 




6 000 

5 000 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


autres 


naphte.) 

prix et de l’accessibilité aux 

meilleures technologies qui 

soient à l’égard des procédés 

industriels a une incidence sur 

la demande. 

En 2030, les provinces qui 

consomment le plus d’énergie 

dans le secteur industriel 

sont l’Alberta, avec 50 % de 

la demande industrielle au 

Canada, l’Ontario avec 20 % 

et le Québec avec 13 %. Les 

quotes-parts provinciales 

varient grandement selon 

les types d’industries et 

leur intensité énergétique, 

ainsi qu’en fonction 

de la disponibilité des 

combustibles 67. 


dans le secteur des 

transports 

Même si l’efficacité, qui 

prend ici la forme d’économie 

de carburant, est le point 

névralgique de tout débat sur les transports, le scénario prospectif Triple-E tient aussi compte d’un 

éventail plus large de choix de vie et de valeurs sociétales, qui ont, dans ce secteur, une incidence tout 

aussi importante sur la demande d’énergie. 

Tout part des améliorations apportées aux véhicules à moteur à combustion interne (MCI) ordinaires. 

L’objectif d’une progression annuelle de 3 % au cours de la première moitié de la période visée 

par le scénario constitue une amélioration substantielle par rapport au taux historique. Outre les 

améliorations de l’efficacité attribuables à chaque catégorie de véhicule (p. ex., voitures compactes 

et sous-compactes, camionnettes, camions de taille moyenne), le secteur des transports réduit 

de beaucoup sa consommation d’énergie du fait que les conducteurs préfèrent de plus en plus 

les véhicules de plus petite taille. À mesure que les véhicules plus âgés sont retirés du marché, 

ils sont remplacés par d’autres qui sont plus efficaces. Cette efficacité accrue peut être le résultat 

du remplacement d’un véhicule par un autre de même taille mais plus perfectionné sur le plan 

technologique (p. ex., véhicules hybrides) ou encore par un dont le degré d’efficacité est au moins 

supérieur d’une catégorie. 

67 L’annexe 2 renferme des renseignements détaillés sur la demande d’énergie par province. 


Au-delà des améliorations de 

l’efficacité et des habitudes 

d’achat, la façon dont les 

Canadiens se déplacent évolue 

grandement. À l’origine, cette 

modification des comportements 

signifie qu’une partie des 

personnes qui se déplaçaient 

seules dans leur véhicule pour 

se rendre au travail et en revenir 

utilisent désormais les services de 

transport en commun. Les villes 

adoptent allégrement la notion 

de « croissance intelligente », 

qui privilégie des densités de 

population plus élevées et un 

nombre accru de possibilités 

pour le transport des personnes. 

La tendance à l’élargissement 

incessant de la zone urbaine (à 

son expansion tentaculaire qui 

contribue à l’accroissement des 

VKP des particuliers) au Canada 

s’en trouverait ainsi modifiée. Le 

scénario Triple-E tient compte 

d’une réduction de 5 % des VKP 

découlant des investissements des 

municipalités dans le transport en 

commun. En outre, la densité de 

population accrue et la présence 

de quartiers à vocation mixte 

(habitation/travail) en 2030 font 

qu’une tranche supplémentaire 

de 10 % des foyers présente une 

réduction de 50 % du nombre de 

VKP. 

La composante biocarburant 

de la politique des transports 

envisagée en Triple-E prévoit 

l’application jusqu’en 2030 des 

objectifs régionaux existants à 

court terme 68. La technologie 

actuelle permettrait d’atteindre 

l’objectif de 5 % d’éthanol 

Technologies des transports 

pour des réductions valables de la demande d’énergie ou des émissions, 

des changements dans le secteur des transports sont inévitables. depuis 

15 ans, il s’agit d’un secteur qui a grandement influencé la hausse de 

la demande et des émissions au Canada. L’accroissement du poids 

moyen des véhicules, de leur taille et de leur puissance a pratiquement 

annulé l’ensemble des gains d’efficacité attribuables à des améliorations 

technologiques. Cependant, il semble que camionnettes et véhicules 

utilitaires sports (vus) aient connu leur apogée. selon rnCan, la quotepart 

du marché des véhicules neufs occupée par les voitures de tourisme et 

les camionnettes au pays s’est stabilisée autour de 62 % dans le premier 

cas et de 38 % dans le second. 

La modélisation de la consommation d’énergie dans le secteur des 

transports passe par l’analyse des types de moteurs et de carburants ainsi 

que du milieu opérationnel. Les modifications éventuelles au transport 

par route, qui domine la demande dans ce secteur, ont été examinées à 

la loupe. afin d’avoir une idée des changements qui semblent probables 

dans un proche avenir, il faut savoir par exemple que les É.-u. ont 

recommandé des améliorations, en matière d’économie de carburant, 

pouvant devoir atteindre 4 % par année à compter de 2010. Ce 

pourcentage est plusieurs fois plus élevé que le taux historique. 

L’industrie de l’automobile continue de perfectionner le mCi et d’en 

améliorer le rendement. À cet égard, les progrès réalisés ces dernières 

années comprennent notamment la désactivation de cylindres, la 

distribution à programme variable, la transmission à variation continue 

(tvC) et le freinage par récupération. L’évolution se poursuit sur de 

nombreuses années et chaque amélioration pourrait être à l’origine d’un 

gain de quelques points de pourcentage au chapitre de l’économie de 

carburant. seul un vaste éventail d’options stratégiques, dont de nouvelles 

habitudes d’achat des consommateurs et de nouvelles techniques de 

planification urbaine, pourra mener à des changements significatifs pour 

ce qui est des émissions de ges et de la demande dans le secteur des 

transports. 

Les véhicules de l’avenir pourraient être le produit de la convergence 

de technologies à l’origine d’une révolution au chapitre de la demande 

d’énergie. actuellement, les voitures hybrides sont considérées comme 

une étape vers les véhicules électriques hybrides (vÉh), qui eux mêmes 

devraient mener aux véhicules à piles à combustible du futur. de tels 

véhicules, outre le fait qu’ils permettent de « faire le plein » sur le 

réseau des services publics, donnent aussi la possibilité d’alimenter ce 

même réseau. il se pourrait que le parc de véhicules d’une prochaine 

génération interagisse avec le réseau électrique de telle manière qu’ils 

emmagasineraient de l’énergie en dehors des périodes de pointe et qu’ils 

la redistribueraient sur le réseau pendant les périodes de charge critiques. 

68 En Ontario, l’hypothèse posée est celle que l’éthanol représentera 5 % du volume (3,4 % de l’énergie) par rapport à 

toute l’essence consommée dans la province en 2007, ces pourcentages passant respectivement à 10 % et 6,8 % d’ici 

2030. En Saskatchewan, l’hypothèse avancée veut que l’éthanol représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) 

par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 2007, ces pourcentages passant respectivement à 

10 % et 6,8 % d’ici 2030. Aux fins de la modélisation, l’hypothèse adoptée a été celle d’un volume d’éthanol égal à 

10 % du volume total d’essence consommée au Canada d’ici 2030. Par ailleurs, l’éthanol représente 2 % du volume 

(1,8 % de l’énergie) du diesel total consommé au Canada en 2030. 


82 

fIGURE 5.9 


transports selon le combustible – Triple-E 


3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


essence 


fIGURE 5.10 

Approvisionnement en pétrole 

Pétrole brut et équivalents 

diesel 

mazout lourd 

biocarburants 

présentement visé. L’atteinte 

de celui de 10 % d’ici 

2030 dépend des percées 

effectuées au chapitre 

de la transformation des 

biocarburants. Par exemple, 

la production d’éthanol 

cellulosique augmenterait 

grandement le rapport entre 

biomasse et énergie produite. 

Il en va de même pour le 

biodiesel, qui est supposé 

représenter 2 % du volume 

total de diesel. Le succès de 

l’industrie des biocarburants 

au Canada est tributaire de 

recoupements multiples entre 

les stratégies énergétiques et 

environnementales ainsi que 

d’aménagement rural. 

La demande d’énergie dans 

le secteur des transports au 

Canada croîtra de 0,2 % par 

année pendant la période 

de 2004 à 2030, ce qui 

est très inférieur au taux 

historique et attribuable 

au ralentissement de la 

croissance économique, aux 

améliorations de l’efficacité 

et aux modifications des 

comportements (figure 5.9). 

Les quotes-parts par 

combustible de la demande au 

Canada pendant la période à 

l’étude montrent un important 

recul de celle de l’essence, qui 

est le résultat d’une efficacité 

accrue et des politiques sur 

les biocarburants posées en 

hypothèse. 

Avec les prix les plus faibles pour le pétrole et compte tenu aussi de la grande importance accordée 

à la conformité environnementale, c’est le scénario prospectif Triple-E qui est le moins propice à 

l’accroissement des niveaux de production pétrolière. 

autres 


transports selon le mode – Triple-E 


3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



Chantiers 

ferroviaire 

aérien 

maritime 


Ressources en pétrole brut et en bitume 

Les ressources en pétrole brut et en bitume au Canada sont les mêmes dans le scénario de référence et 

les trois scénarios prospectifs 69. 

Production totale de pétrole 

au Canada 

En Triple-E, la production 

gagne autour de 1,6 % 

par année jusqu’en 2015, 

puis décroît en raison de 

la faiblesse des prix et 

d’une nouvelle imposition 

toujours plus élevée du CO 2. 

Toutefois, les initiatives 

gouvernementales en matière 

de capture et de séquestration 

du CO 2 permettent des 

niveaux supérieurs de 

récupération assistée du 

pétrole. La production 

atteint un sommet d’environ 

589 000 m 3/j (3,71 Mb/j) en 

2014, pour ensuite reculer 

graduellement jusqu’à 

482 000 m 3/j (3,04 Mb/j) en 

2030 (figure 5.11). 

Pétrole brut classique – BSOC 

fIGURE 5.11 

Production totale de pétrole au Canada – Triple-E 


1 000 

900 


6 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 





En Triple-E, la faiblesse des prix du pétrole fait que la situation est la moins attrayante de toutes 

pour les producteurs pétroliers. Cependant, l’injection de CO 2 à grande échelle, favorisée par 

une « ossature » pipelinière à des fins de transport, va de l’avant avec l’appui du gouvernement 

(voir l’encadré). Dans l’ensemble, les niveaux de production régressent, mais reprennent une lente 

croissance vers la fin de la période visée alors que les coûts s’ajustent en fonction de la nouvelle 

conjoncture sur le marché. 

L’importance accrue de l’injection de CO 2, à l’intérieur du scénario prospectif Triple-E, permet de 

ramener à 4,2 % le taux de diminution pour le pétrole léger classique, lequel taux est de 5 % en 

Maintien des tendances. 

En ce qui a trait au pétrole brut lourd classique, en Triple-E, la faiblesse des prix et les coûts associés à 

des conditions plus strictes en matière d’environnement font que la production ne poursuit pas sur sa 

lancée du début de la période. Dans la même optique, ce scénario étant plus favorable à la protection 

de l’environnement, la préférence accordée au pétrole brut léger pourrait signifier une précarisation 

des marchés pour le brut lourd. La production chute à 23 000 m 3/j (145 kb/j) en 2030. 

69 Ces ressources sont présentées au chapitre 3 et encore plus en détail à l’annexe 3. 





5 

4 

3 

2 

1

84 

Capture de dioxyde de carbone et stockage/ossature pipelinière 

pour le CO 2 en Alberta 

La capture de dioxyde de carbone et son stockage (CCs) ouvrent la voie à d’importantes réductions des 

émissions de ges par des sources industrielles et découlant de la production d’électricité. Le CCs est un 

processus en trois étapes. 

• Capture du CO 2 – Le CO 2 qui est habituellement rejeté dans l’atmosphère en tant que sous-produit 

de procédés industriels est plutôt extrait et comprimé sous une forme qui en facilite le transport. 

• transport du CO 2 – Le CO 2 capturé est transporté par pipeline ou citerne jusqu’à une aire de 

stockage. 

• stockage du CO 2 – Le CO 2 est stocké dans des formations géologiques (p. ex., gisements actifs 

ou épuisés de pétrole et de gaz, nappes salines en profondeur ou cavernes de sel), dans l’océan 

ou dans des milieux minéraux carbonatés. Le stockage peut être permanent, ou temporaire jusqu’à 

une utilisation ultérieure dans le cadre de procédés industriels. Le stockage de CO 2 dans des 

formations géologiques montre de belles possibilités. Les travaux de recherche se poursuivent pour 

établir la faisabilité du stockage dans l’océan ou dans des milieux minéraux carbonatés. il semble 

pour le moment que les procédés industriels constituent des applications peu prometteuses en vue 

d’importantes réductions des émissions de ges. 

L’alberta est une bonne candidate au CCs du fait de la présence de vastes sources industrielles de CO 2 

très pur dans le bsOC (p. ex., installations dans la région des sables bitumineux ainsi qu’usines à gaz et de 

production d’ammoniac, et peut-être même futures centrales alimentées au moyen de combustibles fossiles). 

Le bsOC est une formation géologique bien connue où les infrastructures en place pourraient être mises à 

profit en vue du transport et de l’injection de CO 2 . L’aménagement à grande échelle de pipelines de CO 2 

qui relieraient les principaux émetteurs industriels de ges aux lieux de stockage à l’intérieur de la province 

a été proposé. Cette « ossature » pipelinière s’étendrait fort probablement de fort mcmurray et de la région 

d’edmonton/fort saskatchewan jusqu’aux gisements de swan hills et de pembina. Les gisements de Weyburn 

et de midale, en saskatchewan, pourraient aussi y être greffés. Le CO 2 ainsi capturé pourrait servir aux 

activités de rah. toute quantité supplémentaire pourrait être stockée dans le bsOC. 

des problèmes de nature technologique et économique continuent de faire obstacle à la CCs. selon le groupe 

d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (gifC), des réseaux de CCs peuvent être constitués à 

partir des technologies existantes, mais il n’a pas encore été prouvé que de telles technologies pouvaient être 

réunies en un ensemble cohérent. par ailleurs, il existe un écart entre le prix que les industries de rah seraient 

prêtes à payer pour le CO 2 et celui qui serait demandé afin de pouvoir récupérer les coûts de capture. il est 

probable que des politiques gouvernementales seront requises pour combler cet écart. 

ressources sur le Web : 

rapport spécial du groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (gifC) – Piégeage et 

stockage du dioxyde de carbone http://arch.rivm.nl/env/int/ipcc/pages_media/srCCs-final/ipCC%20f.pdf 

site Web du programme de recherche et développement sur les gaz à effet de serre de l’agence internationale 

de l’énergie (aie) – CO 2 Capture and storage http://www.co2captureandstorage.info/ 

gouvernement du Canada – feuille de route technologique sur la capture et le stockage du dioxyde de 

carbone du Canada http://www.nrcan.gc.ca/es/etb/cetc/combustion/co2trm/htmldocs/ 

ccstrm_main_f.html 


Production de brut léger dans 

l’Est du Canada 

Les projections de production 

pétrolière pour l’Est du 

Canada sont dominées par 

les gisements extracôtiers, 

la production prévue pour 

l’Ontario étant d’importance 

mineure. 

Les prix prévus pour le 

pétrole dans le scénario 

prospectif Triple-E ne 

favorisent pas l’accroissement 

de l’offre pétrolière sur la 

côte Est après 2015. Dans ce 

même scénario, les gisements 

satellites ne sont pas inclus et 

il n’est tenu compte d’aucun 

autre gisement d’envergure. 

L’offre atteint un sommet 

de 65 000 m 3/j (410 kb/j) en 

2007, pour ensuite décliner 

jusqu’à 6 700 m 3/j (42 kb/j) en 

2030 (figure 5.14). 

fIGURE 5.12 

Schéma de l’ossature pipelinière pour le CO 2 en Alberta 

Légende 

Champ de pétrole pour injection de CO 2 éventuelle 

Source de CO 2 

Ossature pipelinière de CO 2 

Edmonton 

Red Deer 

Joffre 

Calgary 

Fort McMurrary 

Drumheller 

Taber 

Lethbridge 

fIGURE 5.13 

Cold Lake 

Edmonton/Fort Saskatchewan 

Medicine Hat 

Lloydminster 

Saskatoon 


En Triple-E, des prix 

plus bas pour le pétrole 

et l’augmentation des 

coûts, compte tenu de 

conditions plus strictes en 

matière d’environnement, 

ralentissent précipitamment 

l’activité (figure 5.15). À 

compter de 2020, seuls les 

projets existants continuent 

de produire, et pendant 

plusieurs années la production 

décline. Après une période 

d’ajustement, il y a faible 

croissance au-delà de 2027. 

Selon le scénario Triple-E, 

la production atteint 

416 000 m3/j (2,62 Mb/j) en 

2030. Les volumes de bitume valorisé totalisent 286 000 m3/j (1,80 million b/j) tandis que le total des 

volumes non valorisés est de 131 000 m3/j Production de pétrole classique dans le BSOC – Triple-E 

300 

250 


200 


100 

50 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 




(825 kb/j). Ce scénario ne prévoit aucune production de 

sables bitumineux en Saskatchewan. 


Regina 

Weyburn 


1,8 

1,6 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 

0,0


100 


0,6 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


86 

fIGURE 5.14 

Production de brut dans l’Est du Canada – Triple-E 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 




Triple-E 


800 

5 


0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Le scénario Triple-E est 

celui qui accorde le plus 

de place aux questions 

d’environnement et à 

l’existence de programmes 

gouvernementaux 

d’encouragement à 

l’amélioration de l’efficacité 

énergétique. Dans ce 

contexte, les améliorations 

hypothétiques de l’efficacité 

énergétique sont de 1,5 % 

par année contre 1,0 % 

dans les autres scénarios. 

De plus, les initiatives 

gouvernementales à l’appui de 

la capture de CO 2 et de son 

stockage favorisent dans une 

certaine mesure le passage 

à la gazéification du bitume 

afin de produire l’énergie 

nécessaire à l’exploitation 

des sables bitumineux, et 

ce, malgré les faibles prix 

pour le pétrole. Ce scénario 

envisage que l’intensité du gaz 

naturel acheté, de 0,67 kpi 3/j 

qu’elle était en 2005, s’établit 

à 0,30 kpi 3/j en 2030. Au 

total, le gaz naturel devant 

être acheté, à l’exception du 

gaz visant à répondre aux 

besoins en électricité sur 

place, augmente quelque 

peu, et de 0,65 Gpi 3/j en 

2005, il atteint 0,9 Gpi 3/j en 

2030, ce qui correspond à un 


de la production tirée des 

sables bitumineux. 

Selon le scénario prospectif Triple-E, la production est moindre et le déclin commence plus tôt pour 

ce qui est du pétrole classique. Au pays, la demande de produits pétroliers augmente et passe de 

290 900 m 3/j (1,83 Mb/j) en 2005 à 331 800 m 3/j (2,09 Mb/j) en 2015, puis à 358 600 m 3/j (2,26 Mb/j) 

en 2030. Davantage d’importance est accordée à la production de carburants de transport plus propres 

ainsi qu’à l’efficacité énergétique. 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

4 

3 

2 

1 


Pétrole brut léger – Bilan de 



brut léger montent en flèche 

pour passer de 110 200 m 3/j 

(694 kb/j) en 2005 à un 

sommet de 278 400 m 3/j 

(1,75 Mb/j) en 2015. Par la 

suite, elles régressent jusqu’à 

222 600 m 3/j (1,40 Mb/j) 

en 2030, une conséquence 

directe du rapide repli de la 

production de pétrole brut 

léger classique et de l’absence 

de croissance à l’égard 

de la production de brut 

synthétique (figure 5.16). 




brut lourd en 2005 sont de 

149 200 m 3/j (940 kb/j), et 

elles demeurent à ce niveau 

jusqu’en 2015, année où 

elles commencent à décliner 

graduellement jusqu’à 

117 500 m 3/j (740 kb/j) en 

2030 (figure 5.17). 






Dans le monde du scénario 

prospectif Triple-E où les 

prix sont en baisse, il n’est 

plus rentable de mettre en valeur les plus coûteuses des ressources non classiques. Conséquemment, 

les ressources restantes de MH, de gaz de réservoir étanche et de gaz de schiste dans l’Ouest canadien 

ont été comprimées par rapport aux autres scénarios70. Consommation intérieure 

Comparativement à la situation prévue dans 

le scénario de référence et le scénario prospectif de Maintien des tendances, les ressources restantes 

estimatives de MH ont régressé de 26 %, tandis que pour le gaz de réservoir étanche et le gaz de 

schiste, la régression atteint presque 40 % dans chaque cas. 

70 Tel qu’il est illustré à l’annexe 4. 


500 


450 


3,0 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

fIGURE 5.16 


Triple-E 

50 

350 

300 

250 

200 


100 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

50 



exportations 

fIGURE 5.17 


Triple-E 


450 


400 


2,5 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


exportations 


2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5

88 

Gaz naturel liquéfié (GNL) 

en 2005, le Canada et les É.-u. ont consommé 26,3 % du gaz 

naturel utilisé dans le monde cette année-là. plus de 98 % du gaz 

ainsi consommé avait été produit dans ces deux pays. toutefois, il 

est estimé que plus de 96 % des réserves de gaz prouvées restantes 

dans le monde se trouvent à l’extérieur du Canada et des É.-u. selon 

les conditions qui prévalent sur le marché, il pourrait être avantageux 

pour l’amérique du nord de s’approvisionner dans une plus grande 

proportion à partir des ressources présentes ailleurs dans le monde, 

et donc d’importer de plus grandes quantités de gaz naturel par 

bateau-citerne, sous forme liquéfiée. au total, à l’échelle mondiale, les 

échanges commerciaux visant le gnL en 2005 portaient sur environ 

567 mm 3 /j (20 gpi 3 /j), et selon tristone Capital, les futurs projets 

de gnL, qu’ils soient déjà en chantier ou simplement envisagés, 

pourraient accroître l’offre jusqu’aux alentours de 1 700 mm 3 /j 

(60 gpi 3 /j) au cours des dix années à venir. 

si jamais une telle progression se matérialisait, il est possible que 

la hausse de l’offre de gnL soit supérieure à la croissance de la 

demande sur le marché. dans de telles conditions, les fournisseurs 

de gnL pourraient se voir obligés de se faire concurrence quant 

aux prix proposés pour la livraison du gaz dans des marchés où 

l’offre suffit déjà. toujours selon tristone Capital, cette situation 

pourrait ramener les prix jusqu’au niveau moyen des coûts marginaux 

pour le gnL livré en amérique du nord, estimés à l’heure actuelle 

aux environs de 5,04 $us/gJ (5,30 $us/mbtu). À ce niveau, 

la production gazière intérieure, qui coûte davantage, pourrait 

être délogée à la faveur d’importations supplémentaires de gnL. 

reconnaissant peut-être la possibilité d’une telle érosion des prix 

si les différents fournisseurs actuels et éventuels devaient se faire 

concurrence, certains d’entre eux ont entrepris des discussions 

très préliminaires sur la possibilité de constituer une organisation 

semblable à l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (Opep) 

pour aider à la gestion coopérative de l’offre mondiale de gnL. 

il y a eu des augmentations substantielles de la capacité d’importation 

de gnL en amérique du nord, et d’autres travaux sont en cours, 

notamment pour l’agrandissement de quatre des cinq terminaux 

existants et la construction de sept nouveaux terminaux (dont quatre 

sur la côte américaine du golfe du mexique et deux au mexique, en 

plus du projet de Canaport md , au nouveau-brunswick). en tout, plus 

de 40 terminaux méthaniers ont été proposés aux É.-u. et au Canada, 

mais il se pourrait bien que certains ne se concrétisent pas. en général, 

les propositions de terminaux de gnL sur les côtes est et Ouest des 

É.-u. ont tendance à soulever davantage d’opposition à l’échelle 

locale que celles visant la côte du golfe du mexique. 

en dernier lieu, la vaste capacité de stockage gazier souterrain en 

amérique du nord, comparativement aux autres grands marchés 

pour le gnL (eux aussi principalement situés dans l’hémisphère 

nord), pourrait mener à des importations accrues de gnL pendant 

les mois d’été plutôt que pendant la saison de pointe, lorsqu’il faut 

répondre aux besoins en chauffage. 

Par contre, les estimations des 

ressources restantes de gaz classique 

demeurent les mêmes ici que dans le 

scénario de référence ou en Maintien 

des tendances. Ces estimations 

sont établies en fonction de la taille 

minimale du gisement, selon la zone, 

qu’il est techniquement possible de 

mettre en valeur d’après l’industrie. 

Selon la fourchette des prix envisagés, 

la taille ainsi définie pour le scénario 

de référence et celui de Maintien des 

tendances continue de s’appliquer 

dans le scénario prospectif Triple-E. 

Pour ce qui est des projets dans les 

régions pionnières, encore là, les 

ressources restantes ne changent 

pas en Triple-E par rapport au 

scénario de référence et au scénario 

prospectif de Maintien des tendances, 

et elles continuent de tenir compte 

des meilleures estimations les 

plus récentes de l’ONÉ quant au 

gaz commercialisable pouvant 

techniquement être récupéré, 

lesquelles estimations s’appliquent 

selon les fourchettes de prix 

envisagées. Un problème de taille 

dans un milieu où les prix sont 

moindres consiste à surmonter les 

obstacles techniques et liés aux coûts 

découlant de l’emplacement, en vue 

de la construction des infrastructures 

requises pour avoir accès aux 

ressources dans les régions pionnières 

éloignées. Puisque la probabilité de 

mise en valeur des ressources des 

régions pionnières d’ici 2030 ne 

constitue qu’un faible pourcentage 

de l’ensemble des ressources dans 

ces régions, un rajustement des 

estimations à la baisse n’aurait 

que peu de conséquences sur les 

perspectives de l’offre. 

Production et importations 

de GNL 

Dans ce scénario, la forte croissance 

de l’offre de GNL sur la scène 


mondiale fait que le gaz 

importé devient une solution 

viable pour répondre à une 

bonne partie des besoins 

en gaz naturel du Canada. 

Les producteurs de gaz au 

pays pourraient également 

choisir de profiter, à divers 

degrés, des occasions qui se 

présentent à l’égard du GNL 

sur le marché international. 

La disponibilité d’abondantes 

ressources de GNL pourrait 

éliminer le besoin de chercher 

à mettre en valeur certaines 

sources d’approvisionnement 

au Canada, que ce soit de gaz 

classique à coût élevé, de gaz 

non classique ou encore du 

gaz présent dans les régions 

pionnières. 

fIGURE 5.18 

Perspectives de production de gaz naturel – Triple-E 



700 


600 

500 

400 

300 

200 

100 



24 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



bsOC - ajouts 

Il est prévu que les 


commenceront en 2009, 

au rythme de 14 Mm3/j (0,5 Gpi3/j), pour ensuite 

croître de façon régulière 

jusqu’à 150 Mm3/j (5,3 Gpi3/j) d’ici 2029, tel qu’il est illustré 

à la figure 5.18. Ces volumes 

de GNL seraient déchargés dans un nombre estimatif de sept terminaux méthaniers, dont la capacité 

individuelle se situe entre 14 et 28 Mm3/j (entre 0,5 et 1,0 Gpi3/j). bsOC - mh hC 


bsOC - mh mv 

terre-neuve 

bsOC - réservoir étanche importations de gnL - est du Canada 



mackenzie 


De tels terminaux d’importation 

pourraient être construits en des lieux côtiers appropriés en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick, 

à Terre-Neuve-et-Labrador, au Québec et en Colombie-Britannique. Les importations prévues de 

GNL équivalent à 50 % de la production intérieure en 2020, et ce pourcentage croît à un rythme 

constant pour finalement être un peu supérieur à la production à la fin de la période à l’étude. 

Compte tenu d’un milieu où les prix sont plus faibles et qui donne accès à des importations 

imposantes, il se peut que les niveaux annuels de forages gaziers au Canada régressent de façon 

tangible et que les travaux effectués soient plus sélectifs, permettant une efficacité maximale tout en 

réduisant au minimum l’escalade des coûts. Dans l’Ouest canadien, cela signifierait le forage d’un 

nombre moyen de 8 000 puits de gaz par année entre 2015 et 2030, un niveau qui se rapproche de 

ceux qui prévalaient vers la fin des années 1990. En raison de la décroissance des activités de forage, 

la production de gaz classique dans l’Ouest canadien régresse assez rapidement et chute d’environ un 

tiers d’ici 2015 et de 80 % d’ici 2030. 

Dans la même optique, le fait que les ressources non classiques imposent un effort intensif de 

forage, elles ne conviennent pas vraiment aux conditions d’activité minimale prévues en Triple-E. 

La production de gaz de réservoir étanche montre une croissance modeste jusqu’en 2012 avant de 

décliner graduellement jusqu’à moins de 6 Mm 3/j (0,2 Gpi 3/j) en 2030. Le gaz de schiste a de la 


autres 


panuke 

21 

18 


12 

9 

6 

3

difficulté à être concurrentiel et sa production ne dépasse jamais les 6 Mm 3/j (0,2 Gpi 3/j). La mise en 

valeur du MH se stabilise à un niveau un peu supérieur à 28 Mm 3/j (1,0 Gpi 3/j) entre 2010 et 2019, 

puis, pendant le reste de la période de projection, ce volume s’effrite graduellement de moitié. 

Les travaux de mise en valeur du gaz naturel associés aux projets pétroliers extracôtiers des 

Grands bancs de Terre-Neuve demeurent pour leur part concurrentiels du fait que, dans une mesure 

importante, les coûts d’origine à cet égard sont affectés à l’exploitation pétrolière. Les projets dans les 

régions pionnières les plus isolées, dont ceux liés au gaz du delta du Mackenzie, ne vont pas de l’avant 

selon le scénario prospectif Triple-E puisque les prix du gaz naturel ne permettent pas de couvrir 

les coûts de construction du pipeline alors requis, ni ceux des infrastructures d’expédition jusqu’aux 

marchés de destination. 


Des coûts d’approvisionnement plus faibles en Triple-E sont rendus possibles en raison de l’union 

d’une baisse de la production de gaz naturel au Canada et d’une hausse des importations de GNL. 

Cette combinaison de facteurs mène à une réduction graduelle de l’offre gazière disponible au Canada, 

laquelle passe de 481 Mm 3/j (17 Gpi 3/j) en 2005 à 397 Mm 3/j (14 Gpi 3/j) en 2015, puis à 283 Mm 3/j 

(10 Gpi 3/j) en 2030. Du fait que les É.-U. aussi s’approvisionnent de plus en plus au moyen 

d’importations de GNL, la diminution de l’offre de gaz naturel au Canada correspond à un recul des 

exportations visant à répondre à la demande américaine. 

Les améliorations de l’efficacité énergétique alliées à des besoins moindres dans la région des sables 

bitumineux freinent la croissance de la demande de gaz naturel au Canada, qui se situe à peine à 7 % 

entre 2005 et 2030. Production intérieure et importations de GNL s’unissent pour répondre à cette 

demande. L’écart qui demeure présent entre l’offre et la demande se situe en moyenne à 62 Mm 3/j 

(2,2 Gpi 3/j) entre 2020 et 2030, un volume qui pourrait être destiné aux exportations vers les É.-U. 

Selon le scénario prospectif Triple-E, le Canada devient un importateur net de gaz naturel après 

2018, ce qui est voulu dans le cadre d’une stratégie visant à réduire les coûts de l’offre gazière 

en se concentrant sur la mise en valeur de gaz canadien provenant de sources à plus faible coût, 

qu’elles soient classiques, non classiques ou situées dans des régions pionnières, tout en ajoutant aux 

approvisionnements par la voie d’importations de GNL, qui abonde. Puisque le marché américain 

s’approvisionne lui aussi grandement au moyen d’importations supplémentaires de GNL, il y a 

réduction graduelle des exportations de gaz naturel canadien vers les É.-U., ce qui va dans le sens des 

règles de comportement habituelles des marchés voulant que tous les participants profitent des coûts 

les moins élevés possibles. Les conditions de déséquilibre commercial qui devraient être remplies 

afin de pouvoir demander l’application du critère de proportionnalité au titre de l’Accord de libreéchange 

nord-américain (ALENA) ne cadrent pas avec la situation prévalant en Triple-E, qui prévoit 

de faibles coûts, la stabilité des investissements sur la scène mondiale et des marchés efficaces. Dans le 

contexte d’une situation internationale moins stable comme celle évoquée dans le scénario prospectif 

des Îles fortifiées, les exportations de gaz du Canada vers les É.-U. ont généralement tendance à 

augmenter plutôt qu’à diminuer. 



En Triple-E, l’équilibre entre l’offre et la demande de butanes se précarise vers la fin de la période à 

l’étude avec la diminution de la production de gaz naturel dans le BSOC alors que, pour sa part, la 

90 


demande à des fins de dilution 

dans les sables bitumineux et 

pour mélange dans l’essence 

continue de croître. Ainsi, à 

compter de 2021, il n’y a plus 

de surplus d’offre disponible à 

des fins d’exportation 71. 


la demande d’éthane 

Dans le scénario prospectif 

Triple-E, la demande est 

supérieure à l’offre en 

début de période, ce qui 

résulte en un manque à 

combler d’éthane d’environ 

2 900 m 3/j (18 kb/j) à partir 

de 2016, lequel manque 

passe à quelque 23 000 m 3/j 

(145 kb/j) à la fin de la 

période visée (figure 5.20). 

C’est en Triple-E que le 

déficit d’éthane est le plus 

élevé, surtout en raison d’une 

offre beaucoup plus faible 

d’éthane classique. Dans ce 

scénario, la production de gaz 

naturel classique du BSOC est 

la moins importante compte 

tenu de la baisse des prix. 

De plus, aucune production 

d’éthane n’est associée au 

gaz du delta du Mackenzie 

puisque le projet pipelinier 

est jugé non rentable dans ce 

contexte de prix peu élevés 

pour le gaz naturel. 




fIGURE 5.19 

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – Triple-E 



500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

50 

0 


-50 

-100 

-3,5 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

40 

35 

30 

25 

20 


10 

5 



fIGURE 5.20 




0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

Selon le scénario Triple-E, les politiques de gestion de la demande d’énergie et l’évolution des valeurs 

sociétales liées à la consommation énergétique signifient que la demande d’électricité commencera à 

régresser après 2016. Du fait des coûts associés au contrôle du CO 2 et d’autres émissions, les prix à 

71 D’autres détails sur l’équilibre entre l’offre et la demande de propane ainsi que de butanes sont présentés à 

l’annexe 3. 


16,5 

11,5 


Triple-E 


50 

45 


300 


ieep 


mackenzie 

demande 

6,5 

1,5 

250 

200 


100 

50

92 

fIGURE 5.21 

Capacité de production au Canada – Triple-E 

en MW 

180 000 

160 000 

140 000 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

la consommation demeurent 

élevés, en dépit de la baisse 

de la demande ainsi que des 

prix du pétrole brut et du gaz 

naturel. 

Entre 2005 et 2030, la 

capacité de production 

s’accroît de 34 %, avec 

l’apport, notamment, d’un 

grand nombre d’installations 

éoliennes et d’autres 

technologies non classiques 

qui devraient produire 

de l’électricité de façon 

intermittente (figure 5.21). La 

politique environnementale 

envisagée dans le scénario 

Triple-E permet le 

financement de types de 

production plus efficaces et le 

développement de solutions 

de rechange à la production 

classique. En outre, elle 

favorise des applications 

purement environnementales, 

comme la CCS. De grands 

progrès ont été réalisés en 

termes d’équilibre entre 

questions économiques, 

environnementales et énergétiques. À cet égard, le désir de protection de l’environnement 

fait contrepoids aux préoccupations concernant les coûts liés à la mise en œuvre des initiatives 

environnementales. 


Outre celles énumérées dans le scénario de référence, après 2015, les centrales suivantes seront 

construites : site C à Peace River (900 MW) en Colombie-Britannique, ainsi que Conawapa 

(1 380 MW) et Gull/Keeyask (600 MW) au Manitoba. 

La production hydroélectrique répondra à environ 60 % des besoins en électricité pendant la période 

de prévision (figure 5.22). Après une augmentation de 10 000 MW entre 2006 et 2015, la capacité de 

production gagne encore 3 000 MW pour atteindre 82 400 MW en 2030. 



Éolien 


nucléaire 

Charbon 




La capacité nucléaire totale progresse de 42 % entre 2005 et 2030, ce qui représente une 

augmentation de 5 500 MW. Les hypothèses relatives à la capacité nucléaire sont identiques à celles 

avancées dans les scénarios prospectifs des Îles fortifiées et de Maintien des tendances. 


Centrales alimentées au gaz 

naturel 

En raison des prix plus 

faibles envisagés dans ce 

scénario et de la montée des 

préoccupations de nature 

environnementale, en 

dehors de l’Alberta et de la 

Saskatchewan, le gaz naturel 

est le combustible privilégié 

pour la production classique. 

Centrales alimentées au 

charbon 

La chute de la demande, 

alliée à la concurrence du gaz 

naturel et des technologies 

émergentes, fait que la quotepart 

de la capacité totale en 

place des centrales alimentées 

au charbon passe de 14 % à 

4,3 % en 2030. En Alberta 

et en Saskatchewan, il y a un regain d’intérêt pour ce type de production à compter de 2019, et des 

centrales au charbon perfectionnées munies de dispositifs pour la capture de CO 2 et son stockage 

entrent en service. 


La baisse de la demande d’électricité, à laquelle se greffe une commutation au profit du gaz naturel, 

plus propre, entraîne une coupure de 37 % de la production des centrales au pétrole d’ici 2030 et 

ce, en dépit de la construction de centrales de cogénération alimentées au bitume d’une capacité de 

640 MW en Alberta. En 2020, la production qui était tirée de turbines alimentées au pétrole mises 

au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une production par cycle combiné de 180 MW 

alimentée au gaz naturel. 


fIGURE 5.22 

Production au Canada – Triple-E 

en GWh 

800 000 

700 000 

600 000 

500 000 

400 000 

300 000 

200 000 

100 000 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Éolien 



uranium 


gaz naturel 

pétrole 

L’éolien, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse sont les solutions privilégiées pour le 

remplacement des technologies de production classiques, mais il est prévu que les énergies solaire, 

géothermique et houlomotrice réaliseront des gains importants. Par exemple, l’énergie houlomotrice 

connaît une croissance substantielle et permet d’ajouter 60 MW à la production sur les côtes Est et 

Ouest entre 2015 et 2030. Même si elles sont prometteuses, les technologies émergentes ont eu, et 

continueront probablement d’avoir, peu de conséquences, comparativement aux types classiques de 

production, pendant la période à l’étude. 

C’est l’éolien qui, à ce chapitre, est à l’origine de la plus grande capacité en place selon le scénario 

prospectif Triple-E, cette capacité atteignant 17 % en 2030. Une telle situation nécessitera des 

investissements dans les réseaux de transport et les systèmes de commande afin de contrebalancer 

la nature intermittente de la production éolienne, mais les investissements en question sont jugés 

valables compte tenu des préoccupations de nature environnementale qui existent. 


94 

fIGURE 5.23 


Triple-E 

en GWh 

140 000 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Exportations, 

importations 

et transferts 


De 2006 à 2030, les 

exportations canadiennes 

nettes triplent et atteignent 

122 000 GWh (figure 5.23). 

Cette augmentation 

phénoménale est en grande 

partie attribuable à la 

modération de la demande 

à la suite de la prise de 

mesures de conservation de 

l’énergie et à la disponibilité 

d’hydroélectricité ou d’autres 

sources de production de 

remplacement, lesquelles 

sont privilégiées puisqu’elles 

Épuration de charbon et capture de dioxyde de carbone et stockage 

en plus des usines de transformation de sables bitumineux et des installations fabriquant des produits chimiques, 

les centrales alimentées au charbon pourraient constituer une autre source de CO 2 pur pour la CCs. L’alberta 

et la saskatchewan sont de bonnes candidates pour cette technologie puisqu’elles ont accès à du charbon peu 

coûteux et à des sites, dans le bsOC, où du CO 2 pourrait être séquestré dans le cadre de projets de rah. La 

saskatchewan en est d’ailleurs actuellement aux dernières étapes d’élaboration d’une proposition de centrale 

d’une capacité de 300 mW alimentée au charbon épuré et munie de dispositifs permettant la capture de 

90 % de ses émissions de CO 2 . si ce projet allait de l’avant, la centrale pourrait entrer en service dès 2012. 

il existe un certain nombre de technologies possibles pour des centrales avec CCs, qu’il s’agisse de laver le 

CO 2 laissé au moment de l’évacuation des gaz après combustion ou de l’extraire du combustible avant même 

de produire l’électricité. 

L’épuration du CO 2 après combustion est moins efficace, mais ce processus permet d’exploiter les installations 

comme s’il s’agissait d’une centrale classique si des problèmes techniques devaient se poser. pour cette raison, 

et compte tenu du fait que cette technologie est assez bien connue, la saskatchewan a privilégié le processus 

faisant appel à du gaz oxygéné, lequel facilite l’épuration du CO 2 après combustion en augmentant la teneur 

en oxygène de l’air comburant. 

en règle générale, l’épuration avant combustion prévoit l’union de la capture de CO 2 et de la giCC. Les 

centrales de giCC transforment le charbon en un gaz de synthèse, soit en un mélange de monoxyde de 

carbone (CO) et d’hydrogène (h 2 ), qui est ensuite brûlé dans une centrale classique par cycle combiné. 

La capture de CO 2 fait appel à la réaction (h 2 O + CO → h 2 + CO 2 ) qui permet de produire l’hydrogène 

gazeux destiné à la combustion et le CO 2 pour séquestration. en alliant capture de CO 2 et gazéification, 

l’efficacité est accrue, mais le bon fonctionnement de la centrale dépend de la fiabilité de son dispositif de 

capture de CO 2 . 

pour un complément d’information sur les technologies d’épuration du charbon, le lecteur est prié de consulter 

le chapitre sur le charbon de l’ÉmÉ publiée en mars 2006 et intitulée Technologies émergentes en production 

d’électricité au www.neb one.gc.ca. 


contribuent à la réduction des émissions de GES. L’accroissement des transferts interprovinciaux 

d’électricité (de 23 % pour atteindre 76 400 GWh en 2030) est beaucoup moins marqué mais 

néanmoins substantiel. 

Charbon 


En Triple-E, sous l’effet de préoccupations environnementales, il y a délaissement graduel du 

charbon thermique à des fins de production d’électricité au profit des centrales alimentées au gaz. 

Une pression vers le bas sur la demande de charbon est exercée en raison de la mise au rancart de 

centrales existantes, des programmes de conservation et de gestion de la demande, d’une plus grande 

efficacité au chapitre de la production d’électricité, et de la décision prise de privilégier des solutions 

de rechange plus propres. L’hypothèse avancée est que la technologie de CCS devient disponible vers 

2020, et ce n’est qu’en Triple-E qu’elle est utilisée. 

C’est dans le scénario prospectif Triple-E que la demande et la production de charbon croissent le 

plus lentement. Au Canada, la production, qui était de 49 Mt en 2015, s’établit à 39 Mt en 2030 

en raison de la baisse de la demande de charbon thermique au pays. La demande passe alors de 

22 Mt à 7 Mt compte tenu de la préférence accordée aux centrales alimentées au gaz pour remplacer 

celles, vieillissantes, qui fonctionnent au charbon. En Triple-E, sous l’effet de préoccupations 

environnementales, il y a réorientation de la politique et délaissement graduel du charbon à des fins 

de production d’électricité. La demande de charbon métallurgique pour utilisation finale diminue 

jusqu’à 5 Mt, alors qu’elle était de 7 Mt en 2015, compte tenu du recul de la production des fonderies 

et des aciéries au pays. La production de charbon métallurgique, quant à elle, augmente quelque peu 

sous l’effet de la croissance de ce même type d’usines ailleurs dans le monde, mais celle de charbon 

thermique diminue de façon significative, passant de 18 Mt en 2015 à 6 Mt en 2030. Il est prévu 

que les importations de charbon, qui atteignaient 10 Mt en 2015, ne seront plus que de 5 Mt en 

2030, tandis que les exportations, elles, devraient alors passer à 32 Mt, de 30 Mt qu’elles étaient en 

2015. Les exportations nettes connaissent ainsi une croissance modérée de 24 % entre 2015 et 2030 

en raison d’échanges internationaux plus intenses et d’une baisse importante des importations de 

charbon métallurgique et thermique. 

En 2015, les importations de charbon thermique ne représentent plus que 54 % de ce qu’elles 

étaient en 2005 compte tenu de l’élimination progressive de centrales au charbon en Ontario et 

du remplacement de telles centrales par d’autres alimentées au gaz. D’ici 2030, avec la baisse de la 

production des fonderies et des aciéries, les importations de charbon métallurgique auront régressé de 

40 % par rapport à ce qu’elles étaient en 2015. En Triple-E, les exportations de charbon thermique 

demeurent faibles. 


Dans le scénario Triple-E, un recul de 0,1 % par année des émissions canadiennes totales de GES 

est prévu entre 2004 et 2030 (figure 5.24). De telles diminutions sont le résultat de politiques 

gouvernementales de longue date visant l’atteinte d’un équilibre entre la consommation d’énergie, 

les effets environnementaux et la croissance économique. Les politiques en question se concentrent 

sur l’efficacité énergétique de l’économie canadienne, notamment en visant une plus faible 

consommation d’essence par les véhicules et d’énergie par les bâtiments, ainsi que dans le contexte 

des procédés industriels. Elles visent aussi à aider à la création de combustibles à plus faible intensité 

d’émissions de GES, par exemple en investissant dans la production éolienne, dans l’éthanol et les 


700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 


900 

800 

700 

600 

96 

fIGURE 5.24 


Triple-E 


900 


séquestration 

800 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

résidentiel 

Commercial 

fIGURE 5.25 


transport 

Intensité totale des GES au Canada – Triple-E 



autres 

biocarburants pour ce qui 

est du secteur des transports, 

ainsi que dans l’énergie 

solaire et géothermique 

pour les secteurs résidentiel 

et commercial. Autre 

composante importante : la 

séquestration des émissions 

de GES dans le secteur 

de l’énergie, qui permet 

d’éliminer 3,6 % de toutes 

les émissions au Canada d’ici 

2030 et en ramène le niveau à 

719 Mt, alors qu’il se situait à 

746 Mt. 

En Triple-E, l’intensité des 

GES diminue de 2,3 % par 

année pendant la période 

de prévision, ce qui est 

beaucoup plus rapide que 

le taux historique de 1,1 % 

(figure 5.25). Cette situation 

est attribuable aux politiques 

énergétiques qui ont été 

adoptées, à une utilisation 

accrue des sources d’énergie 

de remplacement et à la 

séquestration. 

500 

400 

300 

1,5 

1,0 

Dans le cadre du scénario 

Triple-E, un certain 

nombre de programmes 

sont envisagés. L’ONÉ 

200 

100 

0,5 

a élaboré ces hypothèses 

après avoir passé en revue 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 


0,0 

2030 

l’information disponible sur 

les politiques énergétiques et 

environnementales, actuelles 

et futures, au Canada et 


ailleurs dans le monde. Des 


dizaines de rapports et des 

centaines de politiques et de 

programmes ont été évalués 

pour inclusion éventuelle. En dernier ressort, pour le rapport sur L’avenir énergétique du Canada, les 

politiques ont été façonnées en fonction des critères qui suivent. 

• Vaste acceptation des programmes et des politiques – Les programmes et les politiques 

existent depuis longtemps, sont fréquemment utilisés, ou ont été sans cesse proposés à titre 

de solutions éventuelles. 

3,0 

2,5 

2,0 

total 


• Politiques et programmes pragmatiques – Les documents semblent indiquer que les 

politiques ou les programmes auront des incidences mesurables sur la demande énergétique 

ou sur les émissions à l’intérieur de la période d’analyse choisie ici, ou sont adaptés à partir 

de ce qu’il se fait de mieux dans le monde à cet égard. 

• Expériences canadiennes – Chaque fois que possible, les méthodes employées pour régler 

des problèmes énergétiques ou environnementaux sont fondées sur des programmes en 

place au Canada. 

• Application étendue – De nombreuses politiques pour chaque secteur de demande ont 

été intégrées de manière à couvrir un grand nombre des facteurs pris en compte par les 

consommateurs d’énergie. 

• Facilité de quantification et de modélisation – Lorsque diverses politiques répondaient aux 

critères précités, celle qui était la plus simple à modéliser ou à quantifier était privilégiée. 

Par exemple, le Canada élabore un système d’échange de droits d’émissions à l’intention 

du secteur industriel. Afin d’établir un parallèle avec ce programme, des prix pour les 

émissions ont fait l’objet d’une modélisation. Le système précité pourra être intégré aux 

analyses futures une fois ses détails connus. 

Le gouvernement fédéral a récemment fait part de son intention de réduire de 20 %, d’ici 2020, 

les émissions de GES au Canada en fonction de leur niveau de 2006. Dans ce scénario, le Canada 

n’atteint sa cible que partiellement. 

Le présent rapport constitue une analyse des avenirs énergétiques possibles pour le Canada. Donc, 

le rapport se concentre exclusivement sur les réductions des émissions de GES dans le contexte 

des activités énergétiques au Canada (p. ex., mesures visant à accroître l’efficacité énergétique, 

amélioration des systèmes de gestion de l’énergie ou investissements dans la CCS). L’analyse ne porte 

pas directement sur les stratégies de réduction des émissions de GES. En effet, l’analyse ne tient 

pas compte de deux des sources possibles de réduction des émissions : a) les réductions découlant de 

mesures prises hors du secteur énergétique, comme la séquestration du carbone en agriculture et en 

foresterie, et b) celles attribuables à l’adoption de mécanismes internationaux, comme celui pour un 

développement propre du Protocole de Kyoto, ou à des régimes internationaux d’échanges de crédits 

d’émission de CO 2. La prise en compte de ces deux sources, ainsi que d’autres sources de réduction 

des émissions, dans le cadre d’une gamme complète de stratégies de réduction des GES, pourrait jouer 

un rôle de premier plan en vue de l’atteinte de l’objectif canadien de réduction de « 20 % d’ici 2020 ». 

Il faut également souligner qu’il subsiste des incertitudes de taille quant à la technologie et à la façon 

dont les consommateurs réagiront à des politiques de gestion de la consommation ou portant sur les 

émissions de GES. Tout a été fait pour inclure l’information la plus à jour. Cependant, la situation 

technologique et en matière de politique climatique évolue rapidement. Si la technologie devait 

progresser à une plus grande vitesse que ce qui est supposé ici ou encore si les consommateurs et 

l’industrie devaient faire preuve d’une plus grande volonté de changement quant à leur style de vie et 

à leurs modes de production, la réduction des émissions de GES montrerait un profil plus dynamique. 

Par exemple, une des hypothèses avancées est que d’ici 2030, une quantité égale à presque 30 Mt 

par année est utilisée pour la RAH ou est séquestrée en passant par l’ossature pipelinière de CO 2. 

Cette quantité pourrait être beaucoup plus élevée selon les progrès technologiques réalisés et le degré 

d’acceptation des consommateurs. 

Enjeux du Triple-E et implications 

• En Triple‑E, une sensibilisation accrue à l’égard des questions énergétiques a modifié en 

profondeur la façon dont les Canadiens consomment l’énergie. Ces changements influent 


98 

sur tous les aspects de la vie. Les personnes vivent dans des collectivités plus densément 

peuplées. Elles ont recours à des modes de transport plus efficaces. L’efficacité des biens 

et des services est un critère clé au moment de prendre des décisions d’achat. Dans ce 

scénario, des politiques gouvernementales progressistes favorisent un grand nombre de 

changements. Par conséquent, bien que les prix à la consommation de l’énergie soient 

modérés, au même titre d’ailleurs que les taux de croissance économique, la demande 

globale d’énergie projetée ici est la plus faible parmi les trois scénarios prospectifs 

envisagés. 

• Un accès aux ressources à l’échelle mondiale et une croissance plus modeste de la 

demande d’énergie se traduisent, dans le scénario prospectif Triple-E, en une abondance 

d’approvisionnements énergétiques dans le monde. Le Canada s’en remet à des 

importations de GNL pour une partie importante de ses approvisionnements en réaction à 

une sécurité accrue des échanges. Cette situation réduit le besoin d’accès à des ressources 

canadiennes coûteuses ou éloignées et permet une réduction des coûts de l’énergie. En 

outre, la disponibilité d’approvisionnements pétroliers sur la scène mondiale fait baisser 

les prix du pétrole, ce qui aplanit les profils de production au Canada, sauf dans les cas 

d’injection de CO 2 favorisée par une « ossature » pipelinière de transport. 

• En raison des améliorations de l’efficacité énergétique ainsi que des technologies de CCS, 

ce scénario est témoin d’une baisse des émissions de GES. Il s’agit d’une constatation 

importante puisque ce serait là, dans toute l’histoire canadienne, le premier recul à long 

terme des émissions de GES attribuable à un effort concerté de gestion en ce sens. 

• Il faut aussi souligner que les réductions des émissions de GES surviennent malgré 

la croissance de l’activité économique. Auparavant, émissions de GES et croissance 

économique étaient intimement liées. Toutefois, les programmes et les politiques mis en 

œuvre dans ce scénario atténuent ce lien en permettant à la fois croissance économique et 

baisse des émissions. 

• À certains égards, le scénario prospectif Triple‑E en est un qui comporte de gros risques. 

Ses résultats dépendent dans une grande mesure de programmes ambitieux de gestion 

de la consommation et de réduction des émissions de GES, de la réalisation de progrès 

technologiques et de la collaboration entre les nations. L’élimination de l’une ou l’autre de 

ces conditions met en péril les résultats attendus. 

• La mise en œuvre des politiques et des programmes gouvernementaux avancés dans 

ce scénario n’est pas une mince affaire. Des débats en profondeur seront requis 

pour assurer l’atteinte d’un équilibre entre les divers objectifs visés, qu’il s’agisse des 

réductions des émissions de GES, de la rentabilité des programmes, des incidences 

sur le plan de la distribution, ou de la réduction au minimum des répercussions en 

matière de concurrence. 

• Un grand nombre de technologies, comme la GICC avec CCS et l’éthanol 

cellulosique, se doivent de demeurer rentables au fil de leur développement. Par 

ailleurs, une présence toujours plus marquée de technologies intermittentes comme 

l’éolien risque de créer des problèmes de fiabilité. 

• Dans la même optique, nul ne sait si les attentes à l’endroit d’une collaboration plus 

grande entre les pays, et l’adoption, par les consommateurs, de nouvelles valeurs 

modifiant leur style de vie, se matérialiseront. 


C h aa p p t i e t r r eO n se i x 

ÎLes f or tif iées 

Les questions de sûreté constituent la principale préoccupation des Îles fortifiées, caractérisées par une 

agitation géopolitique, une absence de confiance et de coopération sur la scène internationale, et des politiques 

gouvernementales protectionnistes. 



Au début de la période visée dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, les tensions géopolitiques 

aux quatre coins du monde menacent l’offre énergétique. Dès lors, les grandes régions 

consommatrices d’énergie s’inquiètent de la continuité de l’approvisionnement, les ressources se 

concentrant de plus en plus hors de leurs frontières et de leur sphère de contrôle. Les risques accrus 

associés à la sûreté font que les combustibles coûtent plus cher, et en 2010, les prix de l’énergie 

atteignent presque des niveaux record. 

Malgré de tels prix, les investissements sont insuffisants au chapitre de l’approvisionnement et des 

infrastructures énergétiques mondiales puisque la situation continue de se détériorer et que l’accès 

aux ressources est toujours plus ardu. À l’inverse de la situation présentée en Triple-E, la coopération 

internationale n’est pas perçue comme une possibilité réaliste pour combler les lacunes de l’offre 

et les pays cherchent plutôt des solutions en se repliant sur eux-mêmes ou en se tournant vers des 

partenaires commerciaux « amis ». Les grandes nations consommatrices d’énergie se concentrent 

sur l’autosuffisance énergétique, et la mise en valeur de leurs propres ressources est prioritaire. Des 

progrès technologiques isolés permettent de réduire la demande d’énergie et d’accroître l’offre dérivée 

de ressources de remplacement. Cependant, l’absence de coopération internationale ne favorise 

nullement le passage des frontières. 

Le manque de confiance entre les nations fait qu’un nombre toujours croissant d’obstacles au 

commerce, notamment, gênent l’écoulement des produits et réduisent les avantages découlant des 


99

échanges. Ces facteurs sont de plus en plus lourds à supporter : l’équilibre demeure précaire sur les 

marchés mondiaux de l’énergie, les prix du pétrole continuent d’être élevés et imprévisibles, tandis que 

la croissance économique à l’échelle internationale est entravée. 

Les principes sociaux et environnementaux sous-jacents au « développement durable » favorisé au 

tournant du siècle sont moins prévalents à la fin de la période visée dans le scénario des Îles fortifiées. 

La défense du territoire et la création d’emplois ont pris le pas. De plus, les ententes internationales 

au sujet des grandes questions environnementales, comme les changements climatiques, demeurent 

fragiles et non exécutoires. Ces questions sont plutôt traitées localement, plus souvent qu’autrement 

en association avec la gestion de la demande énergétique plutôt que dans le cadre de programmes 

exclusifs visant la réduction des émissions. 

Conséquemment, jusqu’en 2030, les inquiétudes environnementales cèdent le pas à la continuité de 

l’approvisionnement en matière d’énergie et des investissements de taille, notamment dans le secteur 

du charbon, sont effectués à l’intérieur des frontières. Les pays sont davantage prêts à mettre en 

valeur des ressources non classiques à des coûts plus élevés, même si cela doit se faire au détriment 

de l’environnement. Comparativement aux autres scénarios prospectifs, la demande énergétique est 

moindre dans celui des Îles fortifiées parce que les taux de croissance économique sont plus faibles et 

que les prix de l’énergie sur la scène mondiale sont élevés. 


En dépit de l’abondance des ressources énergétiques au Canada, les inquiétudes qui se manifestent 

ailleurs sur la planète au sujet de la sûreté des approvisionnements n’épargnent pas le pays, mais les 

Canadiens sont touchés différemment. La croissance économique canadienne est plus faible dans le 

scénario des Îles fortifiées que dans les autres. Les politiques plus protectionnistes des partenaires 

commerciaux du Canada et la diminution de la demande à l’échelle mondiale ont été à l’origine d’une 

croissance d’ensemble relativement lente au pays. Seul le secteur de l’énergie y échappe. Un accès 

limité aux ressources mondiales fait que la demande est forte pour l’offre canadienne. 

Ici, les grands pays importateurs d’énergie sont conscients de la précarité de leur situation et 

l’autonomie constitue le thème directeur de leurs politiques énergétiques intérieures. Dans des 

pays comme le Canada, la dynamique est différente du fait que les politiques sont axées sur un 

accès à l’offre intérieure sécuritaire, sûr et abordable, tout en cherchant à répondre à la demande 

internationale, en particulier celle des États-Unis, dans le contexte d’un marché nord-américain 

intégré. C’est ainsi que dans le cadre d’un « complexe énergétique » canadien, les produits acheminés 

en empruntant le pipeline entre Sarnia et Montréal recommencent à s’écouler en direction est, ce 

qui permet à nouveau au Québec d’avoir accès à des approvisionnements en pétrole brut de l’Ouest 

canadien. De tels projets, à l’intérieur des frontières, sont entrepris pour profiter d’une valeur ajoutée 

à l’égard des ressources disponibles. 

L’orientation définie ici prévoit une faible demande d’énergie au Canada du fait d’une lente croissance 

économique. La technologie canadienne se concentre sur l’élargissement de l’offre énergétique et des 

canaux de distribution. Il n’y a pas de consensus national sur les questions de gestion de la demande, 

ni d’éventuels programmes à ce sujet, mais l’intensité énergétique canadienne continue graduellement 

de s’améliorer. Cela est principalement attribuable à des prix élevés de l’énergie ainsi qu’à des normes 

d’efficacité adoptées à la grandeur de l’Amérique du Nord pour les appareils ménagers et le matériel 

de transport. Même si la continuité de l’approvisionnement en énergie ne cause pas autant de 

problèmes au Canada qu’à d’autres pays, les normes énergétiques pour les produits importés indiquent 

le degré d’efficacité des lois adoptées ailleurs. 

100 



C’est sur un fond de lente croissance économique à l’échelle mondiale, à laquelle se greffent des 

marchés internationaux de l’énergie imprévisibles et précaires, que se dessinent les perspectives 

macroéconomiques 

pour le Canada 

dans le contexte du 

scénario prospectif 

des Îles fortifiées. 

La croissance 

démographique 

ralentit jusqu’à 0,7 % 

par année et celle 

de la main-d’œuvre 

jusqu’à 0,6 % par 

année (tableau 6.1). 

Le taux de croissance 

de la productivité, 

mesurée en termes 

de production par 

employé, se situe 

à 1,2 % par année. 

Une demande moindre au chapitre des exportations fait qu’il est moins nécessaire d’accroître les 

taux de participation, ce qui maintient à un bas niveau la croissance de la main-d’œuvre. Cela signifie 

aussi une compression des ressources destinées aux investissements en capitaux, donc des niveaux de 

productivité moins élevés que dans les autres scénarios. 

Ensemble, ces facteurs sont à l’origine de la hausse moyenne du PIB la plus faible au nombre des trois 

scénarios prospectifs, laquelle 

s’établit à 1,8 % par année. 

fIGURE 6.1 

Le scénario des Îles fortifiées 

prévoit une modification de la 

structure même de l’économie. La 

quote-part du secteur des biens 

et services recule alors que les 

ressources prennent une place plus 

importante dans la composition 

économique du pays. Dans ce 

scénario prospectif, la répartition 

régionale de la croissance 

économique au Canada change 

elle aussi. L’Ouest canadien gagne 

en importance, au détriment 

de l’Est du pays. L’Alberta, la 

Colombie-Britannique et les 

territoires connaissent une 

croissance de leur économie 

supérieure à la moyenne nationale 

(figure 6.1). Selon ce scénario, 

la croissance de l’économie 

TAbLEAU 6.1 

Variables macroéconomiques clés – Îles fortifiées 2004-2030 

1990-2004 2004-2030 





biens 2,5 1,7 






Taux de croissance réels du PIB – Îles fortifiées 

2004-2030 


3,0 

2,5 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0 







québec 

Ontario 

manitoba 

saskatchewan 

alberta 


territoires

ontarienne régresse sous la moyenne nationale. Il est intéressant de constater qu’une croissance accrue 

du secteur pétrolier et gazier en Saskatchewan, à Terre-Neuve-et-Labrador et en Nouvelle-Écosse 

signifie que l’apport relatif de ces économies au PIB canadien dans son ensemble augmente, mais 

pas au point de compenser pour la perte de la croissance du secteur manufacturier, de sorte que la 

progression économique de ces provinces est moins rapide que dans le cadre des autres scénarios. 



Les profondes incertitudes dans le secteur pétrolier et gazier mènent à des prix élevés et volatils 

du pétrole brut 72. Le scénario des Îles fortifiées rend compte d’un accès restreint aux sources 

d’approvisionnement en pétrole à l’échelle internationale en raison d’inquiétudes profondes en matière 

de sûreté et de risques trop grands pour favoriser de gros investissements à l’étranger. Les pays 

accordent davantage d’importance à la mise en valeur de sources d’énergie, notamment non classiques, 

à l’intérieur de leurs propres frontières, et ils cherchent à profiter de toute offre supplémentaire de la 

part de partenaires commerciaux de leur région. 

100 

102 

fIGURE 6.2 


en Oklahoma – Îles fortifiées 


90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

historique prévisions en Îles fortifiées 

Les prix du pétrole brut dans 

le scénario des Îles fortifiées 

passent à 85 $US/baril plutôt 

que de régresser comme c’est 

le cas dans les autres scénarios 

(figure 6.2). Ils atteignent 

des niveaux presque record 

en 2010 et demeurent élevés 

jusqu’à la fin de la période à 

l’étude. 


Il est supposé qu’en général, 

comme cela a été le cas par le 

passé, les prix du gaz naturel 

nord-américain iront dans le 

sens de ceux du pétrole. Dans 

le contexte des Îles fortifiées, 

les inquiétudes en matière 

de sûreté et le manque 

72 Les outils utilisés par l’ONÉ en vue de la modélisation de l’offre et de la demande d’énergie tiennent compte 

des données annuelles historiques et permettent de produire des prévisions elles aussi sur une base annuelle. Ces 

types de modèles permettent d’estomper la volatilité au jour le jour des prix du pétrole et du gaz sur les marchés. 

Cependant, l’ONÉ a pris un certain nombre de mesures afin de ne pas éliminer totalement cette volatilité dans son 

analyse. Il a ainsi été tenu compte des décisions prises antérieurement par les consommateurs dans une situation 

de prix volatils pour mieux saisir ce qu’elles pourraient être à l’avenir. En outre, l’ONÉ a modélisé des variations 

de prix à l’intérieur de chacun des scénarios et pour l’ensemble de ceux-ci. Par exemple, dans le cadre du scénario 

prospectif des Îles fortifiées, les prix du pétrole passent à entre 75 $US et 85 $US/baril tandis que ceux du gaz 

se situent entre 7,50 $US et 12 $US/MBTU. Pour l’ensemble des scénarios, les prix du pétrole se situent entre 

35 $US et 85 $US/baril et ceux du gaz entre 5,50 $US et 12 $US/MBTU. Les trajectoires des prix qui sont 

modélisées correspondent aux pressions du marché inhérentes à chaque scénario, notamment la disponibilité de 

l’offre et l’ampleur de la demande. 


d’investissements à l’échelle 

internationale limitent 

grandement les importations 

de GNL et font que l’accent 

est davantage mis sur les 

approvisionnements gaziers 

intérieurs, dont les coûts sont 

plus élevés. Dans de telles 

conditions, le prix du gaz 

naturel au carrefour Henry 

se situe à 11,40 $US/GJ 

(12,00 $US/MBTU) 

(figure 6.3). Ce prix maintient 

un rapport type de 85 % 

comparativement au prix du 

pétrole brut. 


Les pressions sur les prix 

de l’électricité se font plus pressantes dans le contexte des Îles fortifiées avec l’escalade de ceux du 

pétrole et du gaz naturel comparativement aux niveaux atteints au début des années 2000 (jusqu’à 

85 $ dans le premier cas et 12 $ dans le second), ce qui a tendance à pousser les coûts vers le haut 

pour ce qui est de la production des centrales alimentées au moyen de combustibles fossiles. Dans une 

certaine mesure, la pression sur les prix est atténuée par une demande décroissante pour la production 

d’électricité supplémentaire et aussi en raison de la sécurité assurée par les actifs patrimoniaux 

hydroélectriques, mais il n’en demeure pas moins que la tendance générale est à la montée des prix 73. 


Les prix du charbon augmentent de façon considérable comparativement à ce qu’ils étaient il n’y a pas 

si longtemps, ce qui rend compte du maintien de prix élevés pour le pétrole et le gaz en Îles fortifiées 

(85 $ dans le premier cas et 12 $ dans le second), ainsi que de coûts supérieurs pour l’exploitation de 

nouvelles ressources houillères. Dans ce scénario, le charbon profite d’un avantage de prix évident sur 

ses concurrents. 



Il semble, selon le scénario prospectif des Îles fortifiées, que la demande totale d’énergie secondaire 

au Canada croîtra à un rythme de 0,7 % par année pendant la période de 2004 à 2030, ce qui est 

beaucoup moins rapide que le taux historique de 1,8 %. Les quotes-parts de la demande selon les 

secteurs ne varient pas énormément pendant la période de prévision. L’industrie pétrolière et gazière 

montre une solide croissance, mais la progression de la demande énergétique pour ce qui est du 

secteur industriel dans son ensemble est réfrénée par le ralentissement que connaissent les industries 

hors énergie en raison des prix élevés de celle-ci et d’une demande en baisse pour l’exportation de 

biens manufacturés. 

73 Les prix de l’électricité selon les régions sont présentés à l’annexe 5. 

fIGURE 6.3 




14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

historique prévisions en Îles fortifiées 


en % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

104 

fIGURE 6.4 


le combustible – Îles fortifiées 

6 6 6 6 

31 31 30 27 

19 18 17 15 

42 42 45 51 

1990 2004 2015 2030 


Électricité 

gaz naturel 


autres 

(dans « autres » sont compris le charbon, la coke, le gaz de cokerie et la vapeur.) 


12 

2,5 

10 

8 

fIGURE 6.5 


secondaire – Îles fortifiées 


Quotes-parts et taux de 


pour les différents secteurs 

varient sensiblement selon 

la province. Les trois 

principaux consommateurs 

d’énergie sont l’Alberta, 

l’Ontario et le Québec. En 

2030, l’Alberta compte pour 

35 % de la demande totale 

d’énergie secondaire au 

Canada, l’Ontario pour 27 % 

et le Québec pour 16 %. 

Les hypothèses relatives à 

la population provinciale, 

au revenu disponible des 

particuliers et à l’économie 

ont toutes une influence 

sur la demande d’énergie 

des provinces. Les taux de 


totale d’énergie secondaire 

de l’Alberta et des territoires 

septentrionaux sont plus 

élevés que la moyenne 

canadienne. Alors que 

l’économie nationale dans 

son ensemble souffre des prix 

élevés de l’énergie, des travaux 

sans précédent de mise en 

valeur des gisements pétroliers 

et gaziers de l’Ouest montrent 

la voie de la croissance 

économique des provinces 

riches en ressources. 

1,5 Au total, l’intensité de la 

6 

demande canadienne régresse 

1,0 de 1,1 % par année en Îles 

4 

fortifiées, ce qui se rapproche 

2 

0,5 du taux historique de 1,0 % 

enregistré pour la période 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 


2025 

0,0 

2030 

de 1990 à 2004 (figure 6.5). 

La hausse des prix mène à 

l’adoption d’un grand nombre 

de mesures visant à accroître 


l’efficacité énergétique, 


surtout du type de celles 

favorisant l’optimisation de 

l’exploitation à faible coût qui 

permettent de tirer le maximum du matériel en place et de chaque unité d’énergie. 

2,0 




résidentiel 



résidentiel au Canada croîtra 

suivant un taux de 0,5 % par 

année pendant la période de 

2004 à 2030 (figure 6.6). À 

l’origine de cette situation : 

prix de l’énergie, contraintes 

économiques et améliorations 

au chapitre de l’efficacité 

énergétique. À cet égard, les 

mesures prises comprennent 

des modernisations à faible 

coût comme les lampes 

fluorescentes compactes 

(LFC) et l’élimination des 

courants d’air. Il existe une 

certaine commutation de 

combustible au détriment 

du pétrole qui profite à la 

biomasse (bois). Les quotesparts 

selon les provinces 

varient beaucoup. 



commercial 



commercial au Canada 

croîtra suivant un taux de 

0,5 % par année pendant 

la période de 2004 à 2030, 

ce qui est de beaucoup 

inférieur au taux historique 

(figure 6.7). Nombreuses 

sont les améliorations à 

faible coût au chapitre de 

l’efficacité (comme des stores 

dans les fenêtres d’immeubles 

fIGURE 6.6 


selon le combustible – Îles fortifiées 


1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


fIGURE 6.7 




1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

1 000 

800 

600 

400 

200 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


commerciaux) qui sont adoptées. Toutefois, il n’y a pas, en Îles fortifiées, de volonté sociale ni de 

prise d’engagements financiers à long terme qui permettraient d’investir dans des technologies du 

bâtiment à la fine pointe. Les quotes-parts des différents combustibles dans le contexte de la demande 

au Canada pendant les années 2004 à 2030 montrent un certain degré de commutation à la faveur du 

pétrole et au détriment du gaz naturel dans le secteur commercial. Selon la province, les quotes-parts 

suivent de près celles dans le secteur résidentiel, alors que le pétrole est plus courant tandis que les 


106 

fIGURE 6.8 




7 000 

6 000 

5 000 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 


0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Électricité 

gaz naturel 


autres 


naphte.) 

sources d’énergie émergentes 

ou de remplacement sont 

presque inexistantes. 






industriel au Canada croîtra 

à un taux de 0,9 % par 


2004 à 2030, ce qui est de 

moitié moins rapide que le 

taux historique (figure 6.8). 

Presque toutes les industries 

connaissent un ralentissement 

de production et donc une 

diminution correspondante 

de la demande d’énergie. Le 

secteur pétrolier et gazier, qui 

tente de profiter au maximum 

des avantages des prix élevés 

de l’énergie, constitue 

l’exception à la règle. Les 

quotes-parts des différents 

combustibles dans le contexte 

de la demande au Canada pendant les années 2004 à 2030 montrent un certain degré de commutation 

à la faveur du pétrole et au détriment de tous les autres combustibles, y compris ceux provenant de 

sources renouvelables compte tenu d’une croissance économique plus lente de l’industrie des pâtes et 

papiers. 

En 2030, les provinces qui consomment le plus d’énergie dans le secteur industriel sont l’Alberta, avec 

50 % de la demande industrielle au Canada, l’Ontario avec 20 % et le Québec avec 13 %. 


La demande d’énergie dans le secteur des transports au Canada progresse de 0,7 % par année pendant 

la période de 2004 à 2030 (figure 6.9). Les coûts sont suffisamment élevés pour produire une réaction, 

surtout dans le cas du transport de personnes sur route, où les modes de transport en commun sont de 

plus en plus utilisés et où aussi des véhicules plus petits et moins énergivores gagnent en popularité. 

Les quotes-parts par combustible de la demande au Canada pendant la période à l’étude montrent un 

recul de l’essence, en réaction à son prix et à la prise de mesures visant une efficacité accrue. La part 

des énergies renouvelables augmente, et de nulle qu’elle était, elle passe à 1 % d’ici 2030 en raison 

des politiques attendues sur l’éthanol en Ontario et en Saskatchewan 74, tandis que la quote-part des 

véhicules de chantier demeure importante pendant toute la période de prévision compte tenu 



représente 7,5 % du volume (5,1 % de l’énergie) par rapport à toute l’essence consommée dans la province en 

2007. 


d’une forte croissance 

dans l’industrie des sables 

bitumineux (figure 6.10). 


en pétrole 


équivalents 

Le scénario des Îles fortifiées, 

qui met l’accent sur des 

prix plus élevés pour le 

pétrole et qui favorise 

des approvisionnements 

énergétiques intérieurs, est le 

plus apte à être témoin d’une 

hausse de l’offre pétrolière. 

À l’inverse de tous les autres 

scénarios, les tendances d’une 

offre classique en déclin 

dans le BSOC sont moins 

marquées comparativement 

aux niveaux historiques, et 

les reculs des niveaux de 

production dans l’Est du 

Canada sont eux aussi plus 

lents. Les prix plus élevés 

du pétrole en Îles fortifiées 

ouvrent en outre la voie à une 

présence plus grande dans la 

région des sables bitumineux. 

Ressources en pétrole 

brut et en bitume 

Les ressources en pétrole brut 

et en bitume au Canada sont 

les mêmes dans le scénario de 

référence et les trois scénarios 

prospectifs 75. 

Production totale de pétrole au Canada 

fIGURE 6.9 


transports selon le combustible – Îles fortifiées 


3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 


3 500 

3 000 

2 500 

2 000 

1 500 

1 000 

500 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


essence 

fIGURE 6.10 


transports selon le mode – Îles fortifiées 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 





La production est la plus dynamique qui soit dans le scénario des Îles fortifiées, avec des 

augmentations annuelles moyennes de la capacité de 27 000 m 3/j (170 kb/j) entre 2010 et 2020, en 

raison de la croissance rapide de la production tirée des sables bitumineux et de nouvelles découvertes 

en mer sur la côte Est (figure 6.11). Après 2020, la croissance ralentit sous l’effet d’un déclin dans les 

75 Ces ressources sont présentées au chapitre 3 et encore plus en détail à l’annexe 3. 

Chantiers 

ferroviaire 


diesel 

mazout lourd 

biocarburants 

autres 

aérien 

maritime


1 000 

900 


6 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

108 

fIGURE 6.11 

Production totale de pétrole au Canada – Îles fortifiées 

250 

200 


100 

50 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 





fIGURE 6.12 







300 


1,8 

zones extracôtières de l’Est du 

pays et aussi dans le BSOC, 

ce qui mène à une production 

totale de 879 000 m 3/j 

(5,54 Mb/j) en 2030. 

La production tirée des 

sables bitumineux joue un 

rôle toujours plus important 

et compte pour 88 % de 

la production pétrolière 

canadienne totale en 2030. 

Pétrole brut classique – 

BSOC 

Ce scénario prospectif est 

celui qui est le plus favorable 

à l’élargissement de l’offre 

pétrolière au moyen d’un 

programme intensif de 

forage d’exploration, d’un 

plus grand nombre de 

forages intercalaires et d’une 

importance accrue accordée 

aux méthodes de récupération 

assistée. 

Pour le pétrole brut léger 

classique, la tendance de 

longue date d’un déclin de 

5 % est ramenée à 4,2 % 

compte tenu de l’ajout d’une 

production supplémentaire 

de 35 Mm 3 par rapport aux 

niveaux attendus en Maintien 

des tendances. 

L’Alberta et la Saskatchewan 

sont les principales sources de 

pétrole brut lourd classique, 

auxquelles se greffe un apport 

mineur de la Colombie- 

Britannique. Comme pour le 

pétrole léger, la tendance de 

longue date d’un déclin de 3 % est ramenée à 2,1 % avec un ajout supplémentaire à la production de 

51 Mm3 0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

0,0 

2030 


Condensat 


comparativement aux niveaux décrits dans le scénario de Maintien des tendances (figure 6.12). 

En 2030, la production de pétrole léger classique finit par s’établir à 29 500 m 3/j (186 kb/j) et celle 

de pétrole lourd classique à 48 100 m 3/j (303 kb/j). Les niveaux de production de condensat en 

Îles fortifiées déclinent pour leur part jusqu’à 14 000 m 3/j (88 kb/j). 

5 

4 

3 

2 

1 

1,6 

1,4 

1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 


Production de brut léger dans l’Est du Canada 

Les projections de production pétrolière pour l’Est du Canada sont dominées par les gisements 

extracôtiers, la production prévue pour l’Ontario étant d’importance mineure. 

Les prix plus élevés attendus selon le scénario prospectif des Îles fortifiées ouvrent la voie à des 

activités de production sur la côte Est plus intensives que dans les autres scénarios. Un peu comme 

en Maintien des tendances, dans le scénario des Îles fortifiées il est prévu que le gisement de Hebron 

entre en production en 2013 et que les gisements satellites de moindre envergure dans le bassin 

Jeanne-d’Arc soient mis à contribution. Il est supposé qu’un nouveau gisement de 80 Mm3 (500 Mb) 

est découvert à l’intérieur de certains périmètres de la côte Est qui étaient jusque-là demeurés 

relativement inexplorés, 

peut-être dans la région de 

la passe Flamande ou de la 

plate-forme néo-écossaise 

en eaux profondes. L’entrée 

en exploitation du gisement 

en 2015 pousse les niveaux 

de production à 75 000 m3/j (473 kb/j). En Îles fortifiées, 

un second gisement de 

dimensions semblables entre 

pour sa part en exploitation 

en 2018, ce qui permet 

d’atteindre alors un sommet 

de 118 000 m3/j (743 kb/j), et 

à quoi succède une diminution 

relativement rapide. En 2030, 

la production s’établit donc 

à 26 700 m3/j fIGURE 6.13 



200 

180 

160 

140 

120 

100 


80 

60 

40 

20 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

(168 kb/j) 





Dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, une production accélérée est favorisée par des prix élevés 

pour le pétrole ainsi que par des coûts de conformité environnementale plus faibles comparativement 

à ce qui est le cas dans les autres scénarios. Même si l’hypothèse posée est que les pressions sur les 

coûts s’atténuent au fil du temps, les activités plus intenses prévues ici maintiendront ces pressions à 

un niveau un peu plus élevé que dans les autres scénarios prospectifs. 

En outre, des augmentations rapides de la production en Îles fortifiées sont attribuables à des projets 

thermiques, principalement de DGMV et de SCV, ainsi qu’à un plus grand nombre d’applications 

VAPEX et THAI TM. 

Ici, la production atteint 774 000 m 3/j (4,74 Mb/j). Les volumes de bitume valorisé totalisent 

489 000 m 3/j (3,08 Mb/j) tandis que le total des volumes non valorisés est de 285 000 m 3/j (1,80 Mb/j) 


Qui plus est, le scénario des Îles fortifiées tient compte d’une production de 18 000 m 3/j (113 kb/j) 

tirée des sables bitumineux de la Saskatchewan d’ici 2030. 


1,2 

1,0 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 

0,0

Dans ce scénario, les prix 

élevés du gaz naturel 

constituent un encouragement 

économique important pour 

que les exploitants présents 

dans la région des sables 

bitumineux réduisent leur 

dépendance à l’endroit de 

ce gaz. Des améliorations 

constantes de l’efficacité 

énergétique de 1,0 % par 

année sont envisagées et le 

rythme de commutation à 

la faveur de combustibles de 

remplacement est plus rapide 

que dans les autres scénarios. 

En général, la gazéification 

du bitume se matérialise plus 

rapidement et est davantage 

prolifique, sans oublier le 

nombre accru d’applications pour ce qui est des technologies RASM, THAITM fIGURE 6.14 




800 

5 

700 

600 


4 

500 

3 

400 

300 

2 

200 

1 

100 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

0 

2030 


et VAPEX ainsi que la 

possibilité de projets ayant recours à l’énergie géothermique. 

Ce scénario prévoit que l’intensité du gaz naturel acheté, de 0,67 kpi 3/b qu’elle était en 2005, s’établira 

à 0,49 kpi 3/b en 2030, et qu’au total, le gaz naturel devant être acheté, exception faite du gaz visant à 

répondre aux besoins d’électricité sur place, de 18,4 Mm 3/j (0,65 Gpi 3/j) qu’il était en 2005, atteindra 

62,3 millions m 3/j (2,2 Gpi 3/j) d’ici 2030, ce qui correspond à la hausse substantielle de la production 

tirée des sables bitumineux. 


Ce scénario est caractérisé par un accroissement de l’offre et une diminution de la demande intérieure. 

Même si le scénario prospectif des Îles fortifiées prévoit l’ajout d’une nouvelle raffinerie dans la région 

atlantique, l’effet net sur l’équilibre entre l’offre et la demande est minime puisque les produits qui y 

sont raffinés sont surtout destinés à des marchés d’exportation comme celui du Nord-Est des É.-U. 

Par ailleurs, la possibilité que l’écoulement des produits acheminés par la canalisation n o 9 d’Enbridge 

reprenne la direction de l’est afin de permettre aux raffineries du Québec d’avoir accès au pétrole brut 

de l’Ouest canadien est envisagée 76. Au pays, la demande de produits pétroliers augmente et passe de 

290 000 m 3/j (1,8 Mb/j) en 2005 à 352 000 m 3/j (2,22 Mb/j) en 2015, puis à 415 000 m 3/j (2,62 Mb/j) 

en 2030. 

Pétrole brut léger – Bilan de l’offre et de la demande 

Les exportations de pétrole brut léger passent rapidement de 110 200 m 3/j (694 kb/j) en 2005 à 

319 700 m 3/j (2,01 Mb/j) en 2015 (figure 6.15), et cette tendance se poursuit jusqu’en 2030 alors que 

les exportations atteignent 411 300 m 3/j (2,59 Mb/j). 

76 La canalisation n o 9 est un tronçon du réseau pipelinier d’Enbridge qui s’étend de Sarnia, en Ontario, jusqu’à 

Montréal, au Québec. À l’origine, du pétrole brut y était acheminé d’ouest en est. En 1999, il y a eu inversion du 

débit, permettant à des produits importés d’atteindre les centres de raffinage ontariens. 

110 





brut lourd passent de 

149 200 m 3/j (940 kb/j) 

en 2005 à 195 000 m 3/j 

(1,23 Mb/j) en 2015. En 2030, 

ces exportations atteignent 

287 500 m 3/j (1,81 Mb/j) 







Les prix plus élevés du pétrole 

en Îles fortifiées permettent 

d’inclure comme récupérables 

certains volumes qui, 

auparavant, auraient été jugés 

non rentables. Les ressources 

de MH dans l’Ouest 

canadien augmentent jusqu’à 

1 416 Gm 3 (50 Tpi 3) 77. De 

la même façon, les ressources 

restantes de gaz de réservoir 

étanche et de gaz de schiste 

passent respectivement à 

737 et à 365 Gm 3 (26 et 

12,9 Tpi 3). Ces augmentations 

rendent compte de la 

rentabilité estimative de 

gisements non classiques 

supplémentaires situés 

dans des formations moins 

perméables et plus profondes. 

Afin d’avoir accès à ces 

ressources supplémentaires, en 

Îles fortifiées, les prix plus élevés du gaz pourraient permettre de forer de plus longs puits horizontaux 

et de stimuler davantage la production au moyen de fractures hydrauliques plus intensives. 

Comme en Triple-E, les estimations des ressources classiques restantes ne changent pas. Ces 

estimations sont établies en fonction de la taille minimale du gisement, selon la zone, qu’il est 

techniquement possible d’après l’industrie de mettre en valeur. Dans le contexte des prix envisagés, 

77 Tel qu’il est indiqué à l’annexe 4. 

600 

500 

400 

300 

200 

100 


450 


400 


2,5 

350 

300 

250 

200 


100 





700 

4,4 

0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

fIGURE 6.16 



50 




0 

0,0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 



exportations 

exportations 


3,8 

3,2 

2,5 

1,9 

1,3 

0,6 

2,0 

1,5 

1,0 

0,5

la taille ainsi définie pour le scénario de référence et celui de Maintien des tendances s’applique 

également dans le scénario prospectif Triple-E et celui des Îles fortifiées. Toutefois, les prix plus élevés 

dans ce dernier scénario permettent d’effectuer un plus grand nombre de forages gaziers chaque année 

et de mieux soutenir l’escalade correspondante des coûts. 

Pour des raisons de même nature, les ressources restantes à l’égard des projets dans les régions 

pionnières ne changent pas elles non plus. Celles produites dans le contexte du scénario de référence 

et du scénario prospectif de Maintien des tendances ont été obtenues en tenant compte des meilleures 

estimations les plus récentes de l’ONÉ quant au gaz commercialisable pouvant techniquement être 

récupéré, lesquelles estimations s’appliquent selon les fourchettes de prix envisagées. Les coûts élevés 

et les risques de taille associés à la création d’infrastructures en vue de la mise en exploitation d’un 

nouveau bassin font qu’il est probable que les premières installations seront d’assez faible envergure 

pour ensuite être agrandies au moment où la productivité des ressources est confirmée. Jusqu’à 

l’obtention d’une telle confirmation au moyen de forages plus exhaustifs ainsi que d’antécédents de 

production plus longs, il est impossible d’effectuer en toute confiance un quelconque rajustement à la 

hausse des ressources disponibles. 

Production et importations de GNL 

Dans ce scénario, l’offre de GNL en Amérique du Nord est considérablement moindre et les 

marchés gaziers s’en remettent à des approvisionnements provenant du continent. Différents facteurs 

pourraient faire obstacle aux importations de gaz naturel liquéfié, dont une carence en nouvelles 

installations de liquéfaction en raison de l’instabilité des conditions d’investissement à l’étranger, ou 

une croissance extrême de la demande de GNL hors Amérique du Nord, ou encore un amalgame 

de ces deux situations. Sauf pendant une brève période de 2009 à 2014, alors que les importations 

au Canada se situent en moyenne à 14 Mm 3/j (0,5 Gpi 3/j), le GNL dessert des marchés où l’offre 

intérieure de gaz naturel est inexistante ou presque, comme c’est notamment le cas du Japon, de la 

Corée, de l’Inde, ainsi que des pays de l’Europe de l’Ouest et du Sud, plutôt que l’Amérique du Nord. 

Le GNL n’a aucune incidence sur les prix du gaz naturel nord-américain, lesquels peuvent augmenter 

de manière à contrebalancer les coûts découlant d’une forte activité de forage ou ceux associés à 

des projets dans des régions pionnières ou à une mise en valeur plus coûteuse de gisements gaziers 

classiques ou non dans l’Ouest canadien. 

Le nombre de forages gaziers dans l’Ouest canadien après 2007 devrait graduellement augmenter pour 

atteindre en moyenne quelque 24 000 puits par année. Cela pourrait signifier l’utilisation d’autour de 

1 075 appareils de forage exploités à un taux annuel moyen de 55 % 78. 

Dans de telles conditions, la production de gaz naturel dans l’Ouest canadien pourrait demeurer entre 

467 et 484 Mm 3/j (entre 16,5 et 17,1 Gpi 3/j) de 2011 à 2020, tel qu’il est illustré à la figure 6.17. 

Après 2020, la production de gaz classique commence graduellement à régresser alors que le nombre 

de forages ne permet pas de neutraliser les réductions constantes de la productivité des nouveaux 

puits. 

De plus amples ressources disponibles en gaz non classique et une activité accrue sont à l’origine d’une 

hausse constante de la production, laquelle dépasse celle de gaz classique en 2028. La production 

de MH atteint 57 Mm 3/j (2,0 Gpi 3/j) en 2014 et se stabilise à 99 Mm 3/j (3,5 Gpi 3/j) entre 2020 et 

2030. À compter de 2016, la production de MH de la formation de Mannville surpasse celle de la 

78 Récemment, soit en 2005, année qui a connu une activité sans précédent au chapitre des forages gaziers, 

700 appareils, utilisés à un taux moyen de 59 %, avaient servi à forer 18 300 puits. En 2007, dans l’Ouest canadien, 

le parc compte environ 880 appareils de forage (ONÉ, Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors). 

112 


formation de Horseshoe 

Canyon et ce méthane 

compte pour un peu plus de 

la moitié de la production 

non classique. La production 

de gaz de gisement étanche 

atteint un sommet en 2015, 

puis commence lentement 

à diminuer, tandis que celle 

de gaz de schiste augmente 

constamment pendant toute 

la période à l’étude, pour 

finalement atteindre presque 

54 Mm 3/j (1,9 Gpi 3/j). 

500 

400 

300 

200 

100 

Même si la production dans 

l’Ouest canadien est assez 

stable jusqu’en 2020, c’est 

à l’apport des projets dans 

les régions pionnières à 

compter de 2015 qu’est due 

la croissance importante 

du gaz naturel produit au 

Canada. Sous réserve de 

l’obtention des approbations 

réglementaires requises 

et de la prise de décisions 

commerciales d’aller de 

l’avant, le delta du Mackenzie 

devrait entrer en production 

vers la fin de 2014, et en 

2025, cette production devrait atteindre 68 Mm3/j (2,4 Gpi3/j). Pour sa part, le gaz associé aux projets 

pétroliers des Grands bancs de Terre-Neuve devrait commencer à être produit deux ans plus tôt que 

prévu, soit en 2015, pour ensuite doubler en importance et atteindre 28 Mm3/j (1 Gpi3/j). 0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 

0 

2030 


autres 

bsOC - sans association Île de sable et environs 

bsOC - ajouts 

panuke 

bsOC - mh hC 


bsOC - mh mv 

terre-neuve 

bsOC - réservoir étanche importations de gnL - est du Canada 



mackenzie 


D’autres 

projets dans les régions pionnières qui n’en sont encore pour l’instant qu’à l’étape de la conception 

pourraient devenir des sources rentables d’approvisionnement dans le cadre du scénario des 

Îles fortifiées, notamment la mise en valeur du gaz découvert dans les années 1970 sur l’île Melville, 

dans l’ouest de l’Arctique, ainsi que celle de découvertes dans la zone extracôtière du Labrador, sans 

oublier la possibilité d’une découverte en eaux profondes en Nouvelle-Écosse. 


fIGURE 6.17 

Perspectives de production de gaz naturel – Îles fortifiées 



700 


600 



24 

Jusqu’en 2015, l’offre de gaz naturel au Canada demeure relativement inchangée alors que la demande 

augmente quelque peu. Comparativement à 2005, cette situation signifie un resserrement moyen de 

l’écart entre l’offre et la demande de 20 Mm 3/j (0,7 Gpi 3/j) jusqu’en 2014, tel qu’il est illustré à la 

figure 6.18. À compter de 2015, la forte croissance de l’offre gazière canadienne dépasse facilement 

celle de la demande, qui est ralentie par des prix plus élevés. Ainsi, entre 2015 et 2030, toujours par 

rapport aux niveaux de 2005, l’écart moyen s’élargit de 45 Mm 3/j (1,6 Gpi 3/j). 

En Îles fortifiées, la progression de la demande de gaz au Canada est freinée par des prix de l’énergie 

plus élevés et une moins forte croissance économique. Fait exception la demande gazière accrue 


21 

18 


12 

9 

6 

3

114 

fIGURE 6.18 

Bilan de l’offre et de la demande, gaz naturel – 




600 


550 

500 

450 

400 

350 

300 

250 

200 


100 

50 

0 

pour l’exploitation des 

sables bitumineux à l’origine 

d’une production pétrolière 

beaucoup plus élevée. Dans 

ce même contexte des sables 

bitumineux, l’intensité du 

gaz est la plus faible en 

Îles fortifiées du fait que les 

prix plus élevés incitent au 

recours à des technologies de 

remplacement. À la fin de la 

période visée par le scénario 

prospectif, la demande globale 

de gaz naturel au Canada est 

supérieure de quelque 16 % à 

celle de 2005. 

Compte tenu de la 

compression de l’écart en 

début de période, le volume 

net de gaz naturel disponible à 

des fins d’exportation régresse 

entre 2005 et 2015. Par la suite, le niveau moyen des exportations nettes annuelles possibles est de 

303 Mm3/j (10,7 Gpi3/j), ce qui est supérieur au sommet précédent de 297 Mm3/j (10,5 Gpi3/j) 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 




atteint 

en 2001. 



Selon le scénario prospectif des Îles fortifiées, il existe un important surplus de propane et de butanes 

disponibles à des fins d’exportation pendant toute la période de projection puisque c’est justement 

dans le cadre de ce scénario que la production de gaz naturel classique et dérivée des dégagements 

gazeux des sables bitumineux est la plus élevée 79. 

Bilans de l’offre et de la demande d’éthane 



Dans le scénario des Îles fortifiées, l’offre est supérieure à la demande pendant toute la période de 

projection, ce qui résulte en un surplus d’éthane d’environ 2 700 m 3/j (17 kb/j) à partir de 2010, 

lequel surplus passe à quelque 17 000 m 3/j (107 kb/j) en 2022 (figure 6.19). Cette situation est 

principalement le résultat d’une offre supérieure d’éthane classique puisque dans un milieu de 

relèvement des prix comme celui prévu dans ce scénario, la production de gaz naturel se révèle la plus 

importante. En outre, les ajouts à l’offre attribuables aux dégagements gazeux des sables bitumineux, 

à une progression accélérée des coupes lourdes aux usines de chevauchement, ainsi qu’au gaz du delta 

du Mackenzie, sont plus élevés ici que dans les autres scénarios. 

79 D’autres détails sur l’équilibre entre l’offre et la demande de propane ainsi que de butanes sont présentés à 

l’annexe 3. 

20 


10 

5 

0 





Dans le scénario prospectif 

des Îles fortifiées, l’union de 

prix de l’énergie plus élevés 

et d’un ralentissement de la 

croissance des revenus est 

à l’origine d’un recul de la 

demande d’électricité après 

2020. L’incidence des prix 

élevés est particulièrement 

palpable au cours des 

premières années de la 

période de prévision, alors que 

survient la diminution la plus 

importante de la croissance de 

la demande d’électricité. Cette 

demande se stabilise une fois 

que les Canadiens se sont 

habitués aux prix plus élevés 

de l’énergie. 

Entre 2005 et 2030, la 

capacité de production 

s’accroîtra de 32 % en 

Îles fortifiées (figure 6.20). 

Il est prévu que les ajouts 

à la capacité permettent de 

répondre de façon fiable à eux 

seuls aux exigences de charge 

projetées. L’offre d’électricité 

proviendra surtout de sources 

de production classiques, 

mais l’éolien et d’autres 

technologies émergentes 

connaissent néanmoins une 

forte croissance. 


Outre celles énumérées dans 

le scénario de référence, après 

2015, les centrales suivantes 

seront construites : site C à 

Peace River (900 MW) en 

Colombie-Britannique, ainsi 

que Conawapa (1 380 MW) 

fIGURE 6.19 




70 

440 


60 

55 

377 

50 

45 


40 

35 

252 

30 

25 

189 

20 


126 

10 

5 

63 

0 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

fIGURE 6.20 

Capacité de production au Canada – Îles fortifiées 

en MW 

180 000 

160 000 

140 000 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 


ieep 



0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


OffiCe natiOnaL de L’Énergie 115 

Éolien 


nucléaire 

Charbon 




mackenzie 

demande

116 

fIGURE 6.21 

Production au Canada – Îles fortifiées 

en GWh 

800,000 

700,000 

600,000 

500,000 

400,000 

300,000 

200,000 

100,000 

0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


Éolien 


uranium 


dans les scénarios prospectifs de Maintien des tendances et Triple-E. 

Centrales alimentées au gaz naturel 

et Gull/Keeyask (600 MW) au 

Manitoba. 

La production 

hydroélectrique continuera de 

répondre à environ 60 % des 

besoins en électricité pendant 

la période de prévision 

(figure 6.21). La capacité 

hydroélectrique atteindra 

82 200 MW d’ici 2030, 

pour une augmentation de 

10 450 MW comparativement 

à 2006. 


La capacité nucléaire totale 

progresse de 42 % entre 2005 

et 2030, ce qui représente une 

augmentation de 5 500 MW. 

Les hypothèses relatives à 

la capacité nucléaire sont 

identiques à celles avancées 

Le volume d’électricité produite par des installations alimentées au gaz est semblable à celui prévu 

dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, en ayant toutefois un peu moins recours 

à la technologie par cycle combiné alors que davantage de centrales de cogénération/à turbines à 

combustion sont construites. Compte tenu des prix plus élevés pour le gaz et de la demande inférieure 

d’électricité, la production des centrales alimentées au gaz n’est pas aussi souvent requise. Alors 

que celles-ci comptaient, en 2030, pour 12 % de la production selon le scénario de Maintien des 

tendances, en Îles fortifiées, elles fournissent 8 % de la production. 


Un approvisionnement en combustibles assuré, et à coût moindre, donne l’élan voulu pour 

la construction de nouvelles centrales alimentées au charbon dans le contexte du scénario des 

Îles fortifiées, mais la cogénération dans la région des sables bitumineux est une concurrente de taille. 

De plus, la baisse de la demande mène à une régression de la capacité en place comparativement à ce 

qui est le cas dans le scénario prospectif de Maintien des tendances, puisque ce ne sont pas toutes les 

centrales au charbon existantes qui sont remplacées à la fin de leur durée de vie. 



gaz naturel 

pétrole 

Malgré le recul de la demande d’électricité et une production classique moindre des centrales 

alimentées au pétrole, en 2030, par rapport à ce qu’elle est en Maintien des tendances, la production 

de telles centrales est supérieure d’environ 15 % en Îles fortifiées. Cette situation est le résultat de 

la cogénération alimentée au bitume et associée aux besoins en électricité ainsi qu’en chaleur dans la 

région des sables bitumineux. En 2020, la production qui était tirée de turbines alimentées au pétrole 


mises au rancart à Terre-Neuve est remplacée au moyen d’une production par cycle combiné de 

180 MW alimentée au gaz naturel. 


Les prix élevés de l’énergie sont à l’origine d’un niveau d’accroissement de la production éolienne en 

place comparable à celui prévu dans le scénario de Maintien des tendances, et ce en dépit de la baisse 

de la demande d’électricité. La capacité éolienne projetée devrait atteindre 23 900 MW d’ici 2030, 

soit 15 % de la production canadienne totale. Les autres sources de production de remplacement 

connaissent une croissance de 1 500 MW ou 89 %. Ces données illustrent bien le fait que même en 

Îles fortifiées, les technologies émergentes sont présentes. 

Exportations, 

importations 

et transferts 


De 2006 à 2030, les 

exportations canadiennes 

nettes augmentent de 300 % 

et atteignent 112 100 GWh 

(figure 6.22). Cette 

augmentation phénoménale 

est en grande partie due à la 

modération de la demande 

attribuable aux prix élevés 

de l’électricité et à la 

disponibilité d’hydroélectricité 

ou d’électricité provenant 

de sources de production 

de remplacement, lesquelles 

ne sont pas assujetties à 

la hausse des prix des combustibles fossiles attendue dans le scénario prospectif des Îles fortifiées. 

L’accroissement des transferts interprovinciaux d’électricité (de 26 % pour atteindre 76 600 GWh en 

2030) est beaucoup moins marqué mais néanmoins substantiel. 

Charbon 


fIGURE 6.22 



en GWh 

120 000 

100 000 

80 000 

60 000 

40 000 

20 000 


0 

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 


En Îles fortifiées, les politiques isolationnistes ralentissent la croissance économique et freinent la 

demande de charbon. Par conséquent, la production est moindre qu’en Maintien des tendances, 

mais supérieure à ce qui est attendu en Triple-E. Des inquiétudes à l’égard de la continuité des 

approvisionnements motivent la construction de nouvelles centrales au charbon, plus probablement 

dans l’Ouest canadien et les Maritimes. Dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, la demande 

de charbon métallurgique décroît de façon significative. La production canadienne, qui était de 

55 Mt en 2015, diminue et s’établit à 47 Mt en 2030 en raison de la baisse de la demande de charbon 

thermique et métallurgique au pays. Le Canada demeure, en Îles fortifiées, un exportateur net. Entre 

2015 et 2030, il est estimé que la demande houillère au pays régressera, passant de 34 Mt à 22 Mt. 

Le secteur de la production d’électricité, qui consommait 27 Mt de ce charbon en 2015, n’en utilisera 


118 

Production nucléaire 

alors que l’énergie nucléaire n’a jamais vraiment perdu la cote dans certaines parties de l’europe, au cours 

des dernières années les prix volatils des combustibles fossiles, les préoccupations relatives à la continuité 

des approvisionnements et une importance accrue accordée aux émissions ont suscité un intérêt renouvelé 

dans l’énergie nucléaire en amérique du nord. Le dernier réacteur Candu construit au Canada est entré en 

service en 1993, mais les ventes à l’échelle internationale ont suscité des améliorations dans les techniques de 

construction et ont incité Énergie atomique du Canada limitée à aller de l’avant avec son concept de nouveau 

réacteur Candu avancé (rCa), garant d’une sécurité accrue, d’un délai de construction plus court et de coûts 

moindres. 

il existe plusieurs demandes de permis d’emplacement pour de nouveaux réacteurs Candu qui sont 

actuellement étudiées par la Commission canadienne de la sûreté nucléaire. si elles sont approuvées, il se 

pourrait que de nouvelles centrales nucléaires soient construites au cours des dix prochaines années. Les trois 

scénarios prospectifs entrevoient de nouvelles centrales nucléaires en Ontario et au nouveau brunswick, deux 

provinces où, comme au québec, il existe déjà de telles centrales. 

même s’il n’en a pas été tenu compte dans les scénarios à l’étude, il y a également eu des propositions pour 

avoir recours à l’énergie nucléaire plutôt qu’au gaz naturel dans la région des sables bitumineux. Les réacteurs 

nucléaires conviennent parfaitement à l’exploitation ininterrompue des installations dans cette région, sont 

gages d’une indépendance à l’endroit des prix du gaz naturel et peuvent servir à produire de l’hydrogène 

destiné à la valorisation du bitume. au nombre des obstacles possibles au recours au nucléaire il faut noter 

la grande envergure d’un réacteur nucléaire type comparativement à la taille habituelle des centrales dans la 

région, l’inexpérience des producteurs avec cette technologie et les préoccupations du grand public en matière 

de sécurité ainsi que d’élimination des déchets nucléaires. 

même si le recours à l’énergie nucléaire ne va pas nécessairement de soi (tel qu’il est mentionné dans 

l’encadré du présent rapport intitulé Combustibles de remplacement pour les sables bitumineux), certaines 

conditions, si elles sont remplies, peuvent rendre cette possibilité moins problématique. Lorsque la technologie 

des rCa ou d’autres réacteurs sera éprouvée et pourvu que les producteurs présents dans la région des sables 

bitumineux perçoivent une tendance à la hausse des prix du gaz naturel à long terme, l’énergie nucléaire 

pourrait devenir de plus en plus intéressante. en outre, le désir de réduire les émissions de ges au minimum 

est susceptible de gagner des adeptes à l’énergie nucléaire. si une entité possédant de l’expérience dans 

le domaine du nucléaire était disposée à construire et exploiter une telle centrale, vendant la vapeur aux 

producteurs dans la région des sables bitumineux et l’électricité sur le marché albertain, l’énergie nucléaire 

pourrait constituer une option viable. 

pour un complément d’information sur le recours à l’énergie nucléaire dans la région des sables bitumineux, le 

lecteur est prié de consulter les ÉmÉ intitulées Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 

2015 (mai 2004) et Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 – Mise à jour (juin 

2006) sur le site Web de l’Office au www.neb-one.gc.ca. 

plus que 18 Mt en 2030. La demande de charbon métallurgique des fonderies, aciéries et cimenteries 

canadiennes pendant cette période est amputée de quelque 3 Mt et chute de 4 Mt à environ 1 Mt. 

Dans ces mêmes conditions, il se pourrait que les exportations de fer, d’acier et de ciment par les 

grands centres manufacturiers ontariens diminuent en Îles fortifiées. 

Selon le scénario des Îles fortifiées, les exportations de charbon thermique demeurent faibles. Les 

exportations nettes correspondent aux niveaux attendus en Triple-E et en Maintien des tendances. Les 

exportations de charbon thermique comme de charbon métallurgique croissent modérément de 6 % 

entre 2015 et 2030, compte tenu de la faible croissance économique aux États-Unis et de l’absence 

de coopération internationale. Toujours entre 2015 et 2030, il y a faible augmentation d’environ 4 % 

des importations thermiques avec l’ajout de centrales au charbon dans les Maritimes, alors que les 

importations métallurgiques chutent plus ou moins de 78 %, surtout du fait que les fonderies et les 


aciéries canadiennes ne sont 

pas concurrentielles. 

Émissions de gaz à 

effet de serre 

D’après le scénario des Îles 

fortifiées, les émissions totales 

de GES au Canada croîtront 

suivant un taux de 0,6 % par 


2004 à 2030 (figure 6.23). Ce 

pourcentage est inférieur aux 

données historiques indiquant 

une progression annuelle de 

1,7 % entre 1990 et 2004, en 

grande partie en raison de 

taux de croissance inférieurs 

du PIB et de la hausse des prix 

des produits de base menant 

à une baisse de la demande 

énergétique. Les quotes-parts 

des GES selon les secteurs 

varient au fil de la période de 

prévision. Celle du secteur 

industriel passe de 41 % à 

50 % pour tenir compte des 

hypothèses de croissance du 

secteur pétrolier et gazier 

dans ce scénario. 


900 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

fIGURE 6.23 



800 

700 

600 

500 

400 

0 

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

résidentiel 

Commercial 


fIGURE 6.24 


transport 


Les quotes-parts et le taux 

de croissance des gaz à effet 

de serre varient selon la 

300 

200 

province. Les trois principaux 100 

émetteurs de GES en 2030 0 

sont l’Alberta, l’Ontario et le 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 

Québec. En 2004, l’Alberta 

comptait pour 31 % des 


émissions canadiennes totales 


de GES, et ce pourcentage 

passe à 39 % en 2030. La part 


de l’Ontario recule et passe de 27 % à 22 % pendant la période à l’étude tandis que celle du Québec 

tourne autour de 13 % pendant cette même période. 

Les niveaux de GES augmentent au Canada, mais l’intensité des émissions de GES diminue pendant 

la période de prévision. En Îles fortifiées, l’intensité des émissions de GES diminue de 1,3 % par 

année, ce qui est un peu plus rapide que le taux historique de 1,1 % par année. Cette situation est 

attribuable aux améliorations au chapitre de l’efficacité énergétique et à l’augmentation de la quotepart 

des combustibles de remplacement et des nouveaux combustibles (figure 6.24). 


autres 

Intensité totale des GES au Canada – Îles fortifiées 


900 

2,5 


2,0 

1,5 

1,0 

0,5 

0,0

Enjeux des Îles fortifiées et implications 

120 

• Dans l’ensemble, la croissance de l’économie canadienne est la plus faible dans ce scénario 

prospectif et les disparités économiques régionales s’accentuent. L’activité s’accentue 

dans les régions productrices d’énergie tandis qu’elle est moindre dans les régions 

manufacturières. 

• Dans ce scénario, la demande énergétique subit le contrecoup à la fois de prix de l’énergie 

plus élevés et d’une lente croissance des revenus comme de l’économie. Conséquemment, 

la progression de la demande d’énergie pendant la période à l’étude est considérablement 

inférieure aux niveaux historiques. 

• L’offre d’énergie est particulièrement subordonnée aux prix. Ce scénario donne une 

ampleur sans égale aux perspectives plausibles d’offre d’énergie du secteur pétrolier et 

gazier au Canada. 

• Les Îles fortifiées entrevoient un accroissement rapide de la mise en valeur des sables 

bitumineux. Il est supposé que les exploitants présents dans cette région continueront 

de réaliser des gains d’efficacité et d’avoir recours à de nouvelles sources d’énergie et 

méthodes de récupération, alors que gazéification du bitume et coke de pétrole jouent un 

rôle dominant à cet égard. Puisque c’est dans ce scénario que l’offre disponible est la plus 

grande, c’est aussi celui qui est témoin des hausses les plus marquées pour ce qui est des 

exportations de pétrole brut léger et lourd. 

• Il est particulièrement intéressant de remarquer que le maintien des niveaux de production 

de gaz naturel nécessite des prix très élevés. Dans ce scénario, des prix si élevés permettent 

au Canada de demeurer un exportateur net de gaz naturel, tandis que dans les autres 

scénarios prospectifs, le pays devient un importateur net avant la fin de la période à 

l’étude. Cela est dû au fait que les prix élevés permettent de mettre en valeur des sources 

d’approvisionnement supplémentaires, notamment sous forme de mégaprojets dans des 

régions septentrionales éloignées et dans les zones extracôtières de l’Est du pays. En outre, 

les prix exigés pour le gaz naturel ont un effet modérateur sur la croissance de la demande 

intérieure. 

• En dernier lieu, des taux de croissance plus faibles de la demande énergétique se traduisent 

en un ralentissement de la progression des émissions de GES par rapport aux tendances 

historiques. 

• Les résultats sont fondés sur les hypothèses qui sous‑tendent les scénarios. Si les différents 

facteurs cités ne se matérialisent pas, les conséquences décrites ci-après risquent d’être 

différentes. 

• Pour que ce scénario se concrétise, les relations internationales doivent continuer 

d’être tendues. Un accès restreint aux sources d’approvisionnement en pétrole et en 

gaz fait que les prix de l’énergie demeurent élevés. Ces prix régissent les conditions 

économiques ainsi que les tendances de l’offre et de la demande d’énergie. 

• Par ailleurs, pour permettre un tel élargissement de l’offre d’énergie, des progrès 

technologiques sont nécessaires, l’apport des procédés de production, notamment au 

chapitre de la main-d’œuvre, doit être mis à niveau, et des infrastructures doivent être 

aménagées. 


C h a p i t r e s e p t 

con c L u s i o n s – im pLications 

c L é s p o u r La fiLière énergétiq ue 

c a n a d i e n n e 

Le rapport sur L’avenir énergétique du Canada met en lumière les enjeux, au même titre que le grand 

nombre de possibilités, qui existent à l’heure actuelle et qui se manifesteront plus tard, dans le 

secteur de l’énergie et pour les Canadiens individuellement. Les consultations à la grandeur du pays 

et les analyses qui ont suivi laissent croire que même si les approvisionnements énergétiques sont 

suffisants et les marchés de l’énergie fonctionnent bien à l’heure actuelle, un retour, pendant une 

longue période, à des niveaux de prix peu élevés pour les produits de base n’est pas prévisible. Malgré 

tout, les Canadiens s’adaptent à cette nouvelle réalité. Ils continuent de voir évoluer la composition 

des approvisionnements alors que les ressources classiques arrivent à maturité et que de nouvelles 

technologies émergent, même si les combustibles fossiles maintiendront leur domination de la filière 

énergétique pendant les prochaines décennies. Depuis maintenant plusieurs années, les Canadiens se 

montrent particulièrement intéressés par les incidences des émissions de GES. De nouvelles politiques 

et de nouveaux programmes conçus pour réduire de telles émissions en sont à leurs balbutiements 

et nonobstant le fait que les préoccupations du public sont grandes, les répercussions mesurables 

des initiatives en question sont difficiles à prédire. Chacune des questions soulevées ici aura des 

conséquences sur l’orientation que prendra la politique de l’énergie au Canada, les gouvernements 

recherchant un équilibre entre considérations commerciales et capacité de faire preuve de souplesse 

afin de pouvoir réagir aux conditions prévalant dans le milieu énergétique canadien. 

Suit un résumé de ces questions selon cinq thèmes majeurs. 


121

1. Marchés et ressources énergétiques 

Aucun dérapage n’est prévu sur les marchés canadiens de l’énergie alors que les prix de celle‑ci 

visent à assurer une offre suffisante en fonction de la demande. L’analyse présentée dans le 

rapport sur L’avenir énergétique du Canada englobe un large éventail de prix pour l’énergie compte 

tenu de possibilités diverses au chapitre de l’offre et de la demande. Les prix du pétrole et du gaz 

naturel dépendent des conditions qui prévalent à l’échelle du continent et de la planète. Les prix de 

l’électricité, quant à eux, sont fonction de l’offre et de la demande régionales ainsi que des politiques 

gouvernementales, sans oublier les échanges interprovinciaux et internationaux. 

Les prix historiques de longue date en Amérique du Nord, tournant autour de 20 $/baril de pétrole 

brut ainsi qu’entre 1,90 $US et 2,85 $US/GJ (entre 2 $US et 3 $US/MBTU) pour le gaz naturel, 

ont été éclipsés ces dernières années et il est peu probable qu’ils refassent surface pendant une 

période assez longue d’ici 2030. En outre, la hausse des prix du pétrole et du gaz naturel a entraîné 

à sa suite, dans la mesure où ils servent à produire de l’énergie, la hausse des prix du charbon et de 

l’électricité. Dans les trois scénarios prospectifs, les prix de l’énergie demeurent à des niveaux plus 

élevés que ceux enregistrés ces dernières décennies. En Triple-E, le prix du CO 2 se joue à deux 

niveaux : d’abord à la tête de puits (prix des produits de base), en fonction des forces mondiales/ 

continentales de l’offre et de la demande, puis à l’utilisation finale (prix des produits livrés), tenant 

à la fois compte de l’imposition du CO 2 et du prix à la tête de puits. En général, il appert que les 

économies nord-américaine et mondiale s’ajustent à des prix plus élevés. 

La disponibilité future de ressources énergétiques ne devrait pas causer problème. Dans le cadre de 

marchés énergétiques efficaces, les prix de l’énergie fourniront des signaux appropriés pour la mise 

en valeur des ressources voulues. Le type et la composition des ressources énergétiques dépendront 

des niveaux des prix de l’énergie. Dans l’ensemble, l’offre énergétique canadienne et la composition 

des combustibles au pays réagissent aux prix, ce qui est à l’origine d’un large éventail de conséquences 

possibles selon les diverses trajectoires pouvant être empruntées par les prix dans les trois scénarios 

prospectifs. 

2. Offre, demande et exportations énergétiques 

L’énergie sous forme de combustibles fossiles continue de représenter la majeure partie de l’offre, 

même si des sources d’approvisionnement autres et non classiques commencent à jouer un rôle 

plus important. Les ressources classiques, sur lesquelles l’offre d’énergie a reposé tout au long du 

XX e siècle, gagnent de plus en plus en maturité, de sorte que leur extraction, qui ajoute toujours 

moins aux approvisionnements, nécessite de plus gros efforts ainsi que des capitaux plus importants. À 

l’avenir, les possibilités de croissance de l’offre dans des proportions significatives seront probablement 

associées à des sources d’énergie non classiques comme les sables bitumineux, le MH, le pétrole 

et le gaz de schiste, des techniques de récupération assistée, les dégagements gazeux des usines de 

valorisation de bitume et la gazéification du charbon. C’est d’ailleurs le cas dans les trois scénarios 

prospectifs, et surtout dans le secteur pétrolier où les sables bitumineux contribuent à l’offre de pétrole 

au Canada dans une proportion supérieure à 80 %. 

Même si certaines ressources non classiques, entre autres les sables bitumineux, sont bien établies et 

occupent une place importante, d’autres, comme le gaz de schiste, n’en sont qu’aux premières étapes 

d’expérimentation et d’évaluation, et pour devenir commercialement viables, elles devront permettre 

d’ajouter de façon tangible à la production, ce qui prendra du temps et nécessitera au préalable de 

forts investissements en capitaux. Par ailleurs, des sources d’énergie émergentes et de remplacement, 

par exemple l’éolien, se taillent une place toujours plus grande alors que des progrès technologiques 

122 


en améliorent la rentabilité. La diversité des combustibles gagne en importance et devrait continuer 

d’exister au Canada. Tous les scénarios illustrent un ensemble de combustibles surtout composé 

de ressources classiques, mais qui varie en termes d’apports des technologies émergentes et des 

combustibles de remplacement. 

L’offre d’énergie suit d’assez près les prix, mais ce n’est pas le cas de la demande. Les habitudes de 

consommation d’énergie dépendent dans une grande mesure de la composition des stocks existants de 

dispositifs consommant cette énergie, qu’il s’agisse par exemple des bâtiments, des appareils ménagers, 

des voitures ou des moteurs industriels. Puisque ces stocks ont une longue durée de vie, les possibilités 

de réduction de la demande sont limitées. Qui plus est, tant que les dépenses en énergie continueront 

de ne représenter qu’une faible proportion des budgets d’exploitation, les réductions de la demande en 

réaction à la hausse des prix demeureront limitées. 

Malgré le manque de souplesse inhérent aux schémas de consommation d’énergie établis, certains 

signes laissent croire que, dans le cadre de futurs scénarios, les prix pourraient devenir un facteur 

de plus grande importance que ne le suggèrent les données historiques et les analyses actuelles. 

Les tendances historiques et la modélisation des résultats indiquent que le revenu disponible des 

particuliers (leur pouvoir d’achat) supplante, en termes d’importance, l’évolution des prix de l’énergie. 

Cependant, sur le plan qualitatif, d’après certains faits récents, il semble que les Canadiens réagissent 

aux coûts plus élevés de l’énergie en modifiant leur style de vie et leurs habitudes de consommation. 

Les données quantitatives étant insuffisantes, il se pourrait qu’il ne soit pas tenu entièrement compte 

de ce fait dans les résultats de l’analyse présentée ici. Ainsi, des prix élevés de l’énergie sur de longues 

périodes, comme c’est le cas dans le scénario prospectif des Îles fortifiées, ou la réaction anticipée de 

la part des consommateurs à l’endroit de programmes gouvernementaux ciblés en Triple-E, pourraient 

entraîner une pression à la baisse accrue sur la demande. 

Au Canada, les exportations nettes totales d’énergie devraient augmenter, mais la hausse varie 

selon le produit de base et le scénario. Alors que les exportations de pétrole et d’électricité sont 

supérieures aux niveaux historiques quel que soit le scénario, les exportations nettes de gaz naturel 

n’augmentent que pour les Îles fortifiées. La croissance des exportations de pétrole est le résultat de 

l’accroissement de la production tirée des sables bitumineux et des régions pionnières sur la côte Est. 

Le gaz des régions pionnières contribue lui aussi à la croissance des exportations de gaz naturel. Celles 

d’électricité augmentent en raison d’une combinaison de facteurs propres à l’offre et à la demande. 

L’élargissement des marchés d’exportation dépendra des forces commerciales en présence et pourrait 

prendre la forme d’une croissance des marchés existants, du délogement de volumes concurrentiels 

dans de tels marchés, ou encore de l’accès à de nouveaux marchés outre‑mer. Chacune de ces 

possibilités a des conséquences importantes sur les infrastructures de soutien. La poursuite de la mise 

en valeur de l’offre pétrolière nécessitera des ajouts de taille à la capacité pipelinière d’exportation 

et l’élargissement des marchés d’exportation de manière à pouvoir absorber la production 

supplémentaire. Dans la même optique, il faudra ajouter à la capacité de transport pour qu’une 

croissance des exportations d’électricité se concrétise. Selon le scénario, des coûts pourraient découler 

de la sous-utilisation des infrastructures gazières en place ou de la construction de nouvelles visant à 

permettre les importations de GNL. 

3. Interactions de l’énergie avec l’économie et l’environnement 

La situation économique continue d’être un facteur de premier plan dans le contexte de la filière 

énergétique, et les différentes projections macroéconomiques des trois scénarios prospectifs mènent 

à divers résultats sur le plan de l’énergie, surtout lorsqu’il s’agit de la demande. Dans le contexte 

macroéconomique, la croissance, quel que soit le scénario, est moins rapide que celle qui a pu être 


observée récemment. Le dénominateur commun est la décélération de la croissance démographique, 

qui a de graves conséquences sur la possibilité de faire appel à une main-d’œuvre appropriée et 

qualifiée afin de pouvoir répondre à une demande croissante dans tous les secteurs de l’économie. La 

pénurie de main-d’œuvre se fait déjà intensément sentir à l’égard de projets de mise en valeur dans le 

secteur énergétique et, selon certains scénarios, la situation pourrait même s’empirer. 

Des améliorations à la productivité de la main-d’œuvre sont posées en hypothèse dans la plupart des 

scénarios prospectifs de manière à en neutraliser la croissance moins rapide. Autrement, des niveaux 

d’immigration supérieurs pourraient permettre de stabiliser la croissance démographique. Mais quoi 

qu’il en soit, il s’agit là d’un élément important que doivent considérer les décideurs si la poursuite 

d’une robuste croissance de l’économie est souhaitée. 

Les Canadiens se préoccupent des changements climatiques. Bon nombre de politiques et de 

programmes sont en cours d’élaboration, aux paliers fédéral et provincial, visant la réduction des 

émissions de GES. Il est téméraire de prédire les résultats de ces politiques et de ces programmes 

alors qu’il subsiste des incertitudes quant à la technologie et à la façon dont les consommateurs 

réagiront. Il est toutefois possible qu’en l’absence de l’adoption de telles modifications en profondeur 

de la politique et en l’absence aussi d’une évolution encore plus marquée des comportements de la 

population canadienne, les émissions de GES augmenteront, comme le démontrent le scénario de 

référence et le scénario prospectif de Maintien des tendances. 

La réduction des émissions de GES au Canada nécessitera un recours à toutes les stratégies connues 

en ce sens. Abordées dans le scénario prospectif Triple-E, celles-ci comprennent l’adoption de 

politiques progressistes en matière d’efficacité énergétique et un mécanisme commercial permettant 

de tenir compte des émissions attribuables à l’utilisation de combustibles fossiles lorsque les 

consommateurs doivent prendre certaines décisions. Les objectifs de réduction des émissions de GES 

annoncés dans le cadre de politiques récentes nécessiteront, pour leur atteinte, l’adoption de stratégies 

plus poussées que celles actuellement envisagées selon le scénario Triple-E. 

4. Composantes de base de l’avenir énergétique au Canada 

À l’intérieur de la filière énergétique, la technologie peut offrir des solutions à de nombreux enjeux, 

et même si elle est de plus en plus présente, l’orientation, le rythme et la portée des changements 

qui en découlent varient d’un scénario à l’autre. Pour les Îles fortifiées, c’est du côté de l’offre que 

la poussée technologique est le plus palpable. Les efforts déployés pour repousser le plus rapidement 

possible les frontières de l’offre de ressources classiques visent principalement les industries de haute 

technologie très pointues, tandis qu’au chapitre de la demande, la technologie se retranche derrière 

des mesures plus élémentaires de conservation, prenant par exemple la forme d’une plus faible 

consommation d’essence par les véhicules ou de LFC. En Triple-E, la technologie va nécessairement 

de pair avec des améliorations de l’efficacité. Ce scénario porte à croire que les objectifs 

technologiques fondamentaux de l’avenir ne sont liés à aucune percée spécifique en matière de 

technologie « propre » mais dépendent plutôt d’une évaluation holistique de bas en haut de la chaîne 

d’approvisionnement énergétique. L’analyse de la production, de la transformation et de l’utilisation 

d’énergie est riche en renseignements sur les possibilités d’optimisation. De telles occasions de 

rehausser le degré d’efficacité à court terme constituent un tremplin permettant d’en arriver à des 

solutions énergétiques propres à long terme. 

Un examen de l’état actuel de la technologie au Canada confirme que les changements se font à 

petits pas. Des solutions d’ensemble prometteuses, comme celle d’une « économie hydrogénée », 

nécessitent la prise d’une multitude de mesures progressistes intégrées ayant des incidences 

sur presque tous les aspects de la production et de la consommation d’énergie. Afin de profiter 

124 


des possibilités qui se présentent sur le plan technologique, il faut des conditions réunissant 

encouragements et mécanismes commerciaux. Il faut aussi que des signaux fiables et cohérents soient 

envoyés par les décideurs de façon à orienter les investissements stratégiques à long terme du secteur 

privé, qui sont très nécessaires. 

Une politique énergétique « intelligente » est essentielle pour que le secteur de l’énergie puisse 

continuer de se développer. Au Canada, la politique de l’énergie a connu des réformes en profondeur 

depuis une vingtaine d’années et elle est maintenant dictée par un système axé sur les marchés. Selon 

l’Agence internationale de l’énergie (AIE), « la concurrence sur les marchés canadiens de l’énergie est 

fort présente et profite aux consommateurs d’électricité, de pétrole et de gaz canadiens au Canada, aux 

États-Unis et à l’extérieur de l’Amérique du Nord » 80. Dans les chapitres qui précèdent, le rapport 

sur L’avenir énergétique du Canada rend bien compte de l’apport important du secteur de l’énergie dans 

l’économie canadienne, et les données fournies vont dans le sens des opinions exprimées par l’AIE. 

Le développement énergétique au pays atteint de nouveaux sommets. Avec ses énormes réserves de 

sables bitumineux, le Canada pourrait bien devenir une « superpuissance » du monde de l’énergie. 

Le pays se trouve à une croisée des chemins importante alors que la poursuite des travaux de mise 

en valeur dans le secteur de l’énergie pourrait entrer en conflit avec d’autres objectifs gagnant en 

importance dans l’esprit des Canadiens. Une politique « intelligente » est requise pour favoriser 

l’optimisation des objectifs multiples de la croissance économique, de la durabilité de l’environnement 

et du développement du secteur énergétique. Des cadres de politique souples s’étendant au-delà des 

frontières provinciales devront être définis de façon à tenir compte des vastes différences régionales au 

chapitre de l’énergie et des émissions, de l’évolution des réseaux d’approvisionnement en énergie, et 

des modifications de l’environnement sur la scène mondiale. Au cours des dernières années, des appels 

ont été lancés en vue de l’élaboration d’une vision d’ensemble intégrant énergie, environnement 

et économie 81. De tels cadres de travail devront tenir compte de la chaîne énergétique dans son 

intégralité, des différents territoires de compétence et des divers ordres de gouvernement afin de 

pouvoir être les plus efficaces possibles. 

Ces observations sont le résultat des commentaires reçus des parties prenantes à l’occasion du 

processus de consultation et de l’analyse subséquente effectuée en vue de produire le rapport sur 

L’avenir énergétique du Canada. Dans le cadre de cette analyse, il a été ardu de définir des politiques 

éventuelles dans des secteurs où aucune n’existait, ou encore lorsqu’une intention a été exprimée 

mais qu’aucun programme n’a été articulé. Des politiques et programmes clairement énoncés sont 

d’importance critique lorsqu’il s’agit de concevoir des voies plausibles pour l’avenir énergétique et de 

produire une analyse plus en profondeur. 

Des investissements majeurs sont requis au cours des dix années à venir pour la mise en valeur de 

nouvelles sources d’énergie et aussi pour répondre à la croissance de la demande d’énergie ainsi que 

pour remplacer des infrastructures vieillissantes. Le scénario de référence en décrit un grand nombre, 

mais des incertitudes demeurent quant au calendrier d’exécution de projets de plus grande envergure, 

comme le gazoduc de la vallée du Mackenzie, et certaines propositions spécifiques visant les sables 

bitumineux. 

En matière d’aménagement d’infrastructures, des thèmes courants sont la concurrence pour de 

la main-d’œuvre qualifiée et la hausse des coûts. Même si certaines de ces questions peuvent être 

considérées comme des goulots d’étranglement dont les effets s’atténueront en déphasant les 

projets d’aménagement et en adoptant une politique dynamique de formation de la main-d’œuvre, 

80 Agence internationale de l’énergie (AIE), Energy Policies of IEA Countries: Canada, 2004 Review. 

81 Conference Board du Canada. Canada’s Energy Future : An Integrated Path, mai 2007. 


l’obtention des approbations requises pour la réalisation d’importants nouveaux projets pipeliniers 

et de transport d’électricité, ou encore pour la construction d’infrastructures de production, qu’il 

s’agisse de raffineries de produits pétroliers ou de centrales électriques, demeure très incertaine. De 

nouvelles démarches devront être adoptées en matière de résolution des différends entre promoteurs 

et opposition locale afin d’accroître le degré de prévisibilité de réalisation des projets. Dans certains 

cas, cela peut signifier une plus grande clarté à l’égard des processus réglementaires et de participation 

du public, et dans d’autres cas, en présence de plusieurs compétences, cela peut vouloir dire un recours 

accru à la notion de « guichet unique ». 

À plus long terme, soit de 2015 à 2030, les exigences et les enjeux en matière d’infrastructures 

sont davantage influencés par les circonstances propres au scénario, notamment en ce qui concerne 

le maintien de la diversité au niveau de la composition des combustibles. C’est en Maintien des 

tendances que les attentes sont généralement les plus grandes pour ce qui est des besoins en matière 

de production et de transport puisque c’est ce scénario qui présente la plus forte demande intérieure. 

Promoteurs et consommateurs devraient alors tenir compte des facteurs présentés plus haut mettant 

en péril la réalisation des projets. Les risques associés à la réalisation de projets qu’il est possible 

d’entrevoir en Triple-E sont différents et peut-être plus grands, car une telle réalisation dépend d’une 

grande inconnue, soit le développement fructueux de nouvelles technologies. De plus, en l’absence de 

hausses d’efficacité ou de la prise de mesures adaptées de la gestion de la demande dans un milieu où 

les prix sont peu élevés, les infrastructures prévues pourraient ne pas être à la hauteur et les possibilités 

de réorienter les ressources destinées à l’exportation vers le marché intérieur devront être étudiées. 

En Îles fortifiées, les travaux d’aménagement devront surmonter les obstacles posés par des prix 

de l’énergie élevés et volatils, ce qui met en péril les projets classiques qui coûtent cher, davantage 

présents dans ce scénario prospectif, ainsi que les projets nécessitant la réalisation de progrès 

technologiques. 

Avec un besoin croissant pour le renouvellement et l’agrandissement de nos infrastructures afin 

de répondre à des besoins énergétiques croissants et variés, il est important que le public accepte 

mieux ces projets et y prenne une part plus active. Les notions de durabilité de l’environnement 

et de l’économie en imposent et pourraient faire oublier des préoccupations plus individualistes. 

L’« empreinte » toujours plus grande laissée par les travaux d’extraction, de production et de 

distribution d’énergie effectués fait que le grand public pose de plus en plus de questions sur les 

projets en ce sens. Toutes prometteuses qu’elles soient, les technologies nouvelles et émergentes ne 

font pas exception à de telles interrogations. Qu’il s’agisse des puits gaziers de MH, des terminaux 

méthaniers ou des parcs éoliens, les futurs projets d’aménagement énergétique devront obtenir l’aval 

d’un public toujours plus organisé, informé et engagé. Une sensibilisation accrue aux grands avantages 

sociétaux et aux coûts découlant de tout projet de ce type seront nécessaires. Il faudra atteindre un 

équilibre entre acceptation du public et décisions devant être prises en temps opportun, et toutes les 

parties prenantes devront collaborer pour y parvenir. 

Il faut également que le public se sente concerné au point de vouloir modifier les comportements de 

consommation en vue de l’atteinte d’objectifs énergétiques et environnementaux. Depuis quelque 

temps, le public semble plus disposé à « prêcher par l’exemple » 82. 

Des données de grande qualité constituent un solide fondement pour l’analyse de l’offre et de la 

demande du type de celle effectuée dans le cadre du rapport sur L’avenir énergétique du Canada. 

À l’heure actuelle, le Canada est un chef de file à l’égard de la quantité et de la qualité des données 

82 En Ontario et en Alberta, 61 % des répondants à un sondage se sont dits « très préoccupés » par la question des 

changements climatiques et 42 % ont mentionné être prêts à payer davantage pour en arriver à des solutions. 

Sondage d’Ipsos Reid pour Direct Energy, mai 2007. 

126 


ecueillies sur l’énergie. La portée et la profondeur des données publiées par des organismes 

statistiques de partout au pays sont impressionnantes, et ces données ont permis d’élaborer des outils 

d’analyse perfectionnés. 

Les questions d’énergie étant toujours plus complexes et exigeant la prise de décisions en temps 

opportun, il faut améliorer et moderniser les bases de données statistiques existantes. En plus d’être 

pertinentes, les statistiques doivent être compilées en fonction de l’émergence de nouvelles questions 

énergétiques 83. Une collaboration constante est nécessaire pour pouvoir, en temps opportun, combler 

les écarts et cerner l’ordre prioritaire qui devra s’imposer. Une initiative dans cette veine consiste à 

normaliser la définition de « réserves » et ses applications à l’échelle mondiale 84. 

Au‑delà des simples données, la qualité de l’information et des analyses importe, afin de permettre à 

toutes les parties prenantes de prendre de bonnes décisions. 

5. L’avenir énergétique du Canada 

L’analyse suggère une modification en profondeur de plusieurs éléments de la filière énergétique. 

Les prix de l’énergie sont passés à un plateau plus élevé et tout porte à croire qu’ils y demeureront 

pendant un avenir prévisible. Une importance toujours plus grande est accordée aux questions 

environnementales, notamment les GES et les autres émissions. À la grandeur de la planète, la 

continuité des approvisionnements et la capacité de répondre à une demande croissante d’énergie 

prennent une importance clé. L’heure approche rapidement où il faudra renouveler et étendre les 

infrastructures d’approvisionnement en énergie. Des percées technologiques à l’égard de nos modes 

de consommation et de production d’énergie, et une croissance technologique sans égale quant à son 

ampleur et à sa vitesse de déploiement, pourraient bien être requises. 

Le Canada a besoin d’une vision et d’une stratégie énergétiques à long terme afin de concilier les 

multiples objectifs visés. Le plan ainsi produit doit être bien intégré à l’échelle régionale, tenir compte 

des enjeux environnementaux et de la croissance économique et être élaboré avec la participation des 

Canadiens. Ce n’est qu’alors que nous serons en mesure de surmonter les obstacles qui se poseront et 

de tirer parti des possibilités qui se présenteront. 

L’ONÉ prévoit contribuer à ce débat en continuant de concrétiser sa vision, soit d’être un partenaire 

actif, efficace et averti dans le cadre de la participation de la population canadienne aux échanges sur 

l’avenir énergétique du pays. 

83 Par ailleurs, données et définitions des divers organismes de collecte et de communication doivent correspondre, et 

ce aux paliers fédéral et provincial. 

84 Il y a toujours eu une certaine incohérence entre les pays en ce qui a trait aux réserves pétrolières et gazières, que ce 

soit à l’égard des définitions utilisées pour calculer les accumulations de pétrole et de gaz ou encore dans le contexte 

de l’application de ces définitions. Afin d’éliminer certaines de ces incohérences et les problèmes qui y sont associés, 

il y a eu plusieurs tentatives d’envergure internationale visant à normaliser la définition de « réserves » et ses 

applications. 


Cg h L a Op t s e rs aO ni e r e 

gLo s s a i r e 

Dans le présent glossaire, les termes définis le sont dans le contexte de leur utilisation à l’intérieur du rapport 

sur L’avenir énergétique au Canada. 

À l’entrée de la mine Méthode d’intégration des mines à la production d’électricité 

permettant d’acheminer le charbon directement de la mine à la 

centrale. 

Actifs patrimoniaux Quantité d’énergie et capacité énergétique établies pour les 

actifs de production existants à la suite de décisions prises dans 

le cadre d’un précédent mode de fonctionnement des marchés. 

Cette énergie est généralement vendue sur le marché à un prix 

reflétant les coûts historiques. 

Amont Activités liées à la mise en valeur, à la production, à l’extraction 

et à la récupération de gaz naturel, de liquides de gaz naturel et 

de pétrole brut. 

Anthracite Charbon dur du rang le plus élevé et qui contient le plus 

de carbone. Il peut avoir une teneur importante en cendres. 

L’anthracite brûle avec une courte flamme et dégage une chaleur 

intense sans produire beaucoup de fumée. 

Baril Un baril équivaut approximativement à 0,159 mètre cube ou 

158,99 litres ou encore 35 gallons impériaux. 

Biodiesel Carburant diesel de remplacement produit à partir d’huiles 

végétales et de graisses animales. 

Biomasse Matières organiques, telles que le bois, les résidus de récolte, les 

ordures ménagères, les déchets de bois et la liqueur de cuisson, 

transformées à des fins énergétiques. 

Bitume (brut) Mélange très visqueux constitué principalement d’hydrocarbures 

plus lourds que les pentanes. À l’état naturel, le bitume n’est 

habituellement pas récupérable dans un puits à une échelle 

commerciale parce qu’il est trop visqueux pour s’écouler. 

Bitume valorisé Procédé de transformation du bitume ou du pétrole brut lourd 

en un brut de meilleure qualité, par extraction de carbone 

(cokéfaction) ou par ajout d’hydrogène (hydrotraitement). 

Capacité (électricité) Quantité maximale de puissance que peut produire, utiliser ou 

transférer un appareil, habituellement exprimée en mégawatts. 

Capture de carbone et Processus visant à capturer et à stocker le dioxyde de carbone 

stockage (CCS) (CO2) de manière à éviter qu’il ne soit rejeté dans l’atmosphère, 

ce qui permet de réduire les émissions de gaz à effet de serre 

128 


(GES). Le dioxyde de carbone est comprimé de façon à pouvoir 

être transporté par pipeline ou citerne en vue de son stockage 

dans des milieux comme des formations géologiques. 

Carrefour Henry (prix) Point où sont établis les prix à terme du gaz naturel transigé à 

la New York Mercantile Exchange (NYMEX). Le carrefour se 

trouve en Louisiane, sur le gazoduc appartenant à Sabine Pipe 

Line. 

Carrefour Lieu où un grand nombre d’acheteurs et de vendeurs négocient 

un produit de base et où celui-ci est physiquement reçu et livré. 

Charbon bitumineux Forme de charbon relativement dur d’un rang supérieur qui 

brûle facilement avec une flamme fumeuse. 

Charbon métallurgique Charbon utilisé dans les aciéries. 

Charge d’alimentation Gaz naturel ou autres hydrocarbures employés comme élément 

essentiel d’un procédé utilisé à des fins de production. 

Cogénération Installation qui produit de l’électricité et d’où dérive une autre 

forme d’énergie thermique utile, comme de la chaleur ou de la 

vapeur. 

Combustible fossile Sources de combustibles à base d’hydrocarbures comme le 

charbon, le gaz naturel, les liquides de gaz naturel et le pétrole. 

Commutation de combustible Capacité de remplacer un combustible par un autre, 

généralement en fonction du prix et de la disponibilité. 

Condensat Mélange liquide, constitué surtout de pentanes et 

d’hydrocarbures plus lourds, récupéré dans des séparateurs, des 

laveurs ou d’autres installations de collecte, ou encore à l’entrée 

d’une usine avant le traitement du gaz. 

Conservation Aux fins du rapport sur L’avenir énergétique au Canada, par 

conservation il faut entendre une consommation d’énergie 

réduite au minimum. 

Continuité de l’approvisionnement Disponibilité de ressources énergétiques suffisantes à des prix 

raisonnables. 

Coût de l’offre Ensemble des coûts liés à l’exploitation d’une ressource, 

exprimé en coût moyen par unité de production pendant toute 

la durée d’un projet. Comprend les coûts d’immobilisations liés 

à l’exploration, à la mise en valeur et à la production, les coûts 

d’exploitation, les taxes, les redevances et un taux de rendement 

au producteur. 

Déduction pour Déduction consentie par le gouvernement fédéral qui prévoit 

amortissement accéléré un taux de radiation accéléré pour certaines dépenses en 

immobilisations relatives à du matériel conçu afin de produire 

de l’énergie de façon plus efficace ou à partir de sources 

renouvelables non conventionnelles. 

Demande d’énergie primaire Totalité des besoins en énergie pour toutes les utilisations, 

y compris l’énergie utilisée par le consommateur ultime, les 

utilisations intermédiaires dans la transformation d’une forme 

d’énergie à une autre, et l’énergie utilisée par les fournisseurs 

pour desservir un marché. 


Demande d’énergie secondaire Voir Demande pour utilisation finale. 

Demande de pointe Charge maximale consommée ou produite au cours d’une 

période donnée. 

Demande pour utilisation finale Énergie utilisée par les consommateurs à des fins résidentielles, 

commerciales ou industrielles et pour le transport. 

Diluant Hydrocarbure léger, habituellement constitué de pentanes plus, 

ajouté au pétrole brut lourd ou au bitume pour en faciliter le 

transport par pipeline. 

Drainage par gravité au Technique d’injection de vapeur qui emploie, par paires, des 

moyen de la vapeur (DGMV) puits horizontaux dans lesquels le bitume est drainé par gravité 

dans le trou de forage producteur après avoir été réchauffé au 

moyen de vapeur. Contrairement à la stimulation cyclique par 

la vapeur, l’injection de vapeur et la production de pétrole sont 

continues et simultanées. 

Économie de carburant Quantité moyenne de carburant consommée par un véhicule 

pour parcourir une certaine distance et exprimée en litres par 

100 kilomètres. 

Edmonton Par (prix) Prix d’un pétrole brut léger qui sert de référence pour le pétrole 

brut produit dans la région. 

Effet de serre Phénomène au cours duquel le rayonnement solaire de courtes 

longueurs d’onde n’est pas absorbé par l’atmosphère terrestre, 

mais où le rayonnement de grandes longueurs d’onde émis par 

la surface de la Terre est partiellement absorbé, ajoutant une 

énergie nette à la basse atmosphère et aux couches sous-jacentes 

et provoquant ainsi une hausse de leurs températures. 

Effet revenu Évolution de la demande en fonction de la variation du revenu 

d’un consommateur. 

Efficacité énergétique Technologies et mesures qui réduisent la quantité requise 

d’énergie ou de carburant en vue d’accomplir une tâche précise. 

Emprisonnement terrestre Se rapporte à l’élimination des émissions de CO2 dans 

l’atmosphère ou à la prévention de telles émissions à partir de 

sources terrestres. Il peut s’agir de pratiques de gestion des 

forêts et de l’agriculture, notamment en plantant des arbres, en 

évitant la déforestation ou en modifiant les façons de labourer 

les sols. 

Énergie (solaire) Transformation de la lumière du soleil en électricité au moyen 

photovoltaïque (PV) de photopiles ou de batteries solaires. 

Énergie géothermique Utilisation de chaleur géothermique pour produire de 

l’électricité. Également, dans le contexte de la demande 

d’énergie, sert à décrire les méthodes utilisant le sol comme 

source de chaleur et de refroidissement (géothermie ou pompe 

géothermique). 

Énergie houlomotrice / Hydroélectricité produite sous la force du flux et du reflux de la 

marémotrice mer pendant les marées ou encore sous l’action des vagues. 

Énergie solaire Énergie produite par des capteurs (actifs et passifs) de chaleur 

solaire et par des systèmes photovoltaïques. 

130 


Éthane Structure de chaînes non ramifiées d’hydrocarbures la plus 

simple qui soit et regroupant deux atomes de carbone. 

Éthanol cellulosique Également connu sous le nom de cellanol, l’éthanol cellulosique 

est produit à partir de lignocellulose et est composé de cellulose, 

d’hémicellulose et de lignine. Il est présent dans diverses sources 

de biomasse. 

Éthylène Élément chimique constitutif de base composé de deux atomes 

de carbone et de quatre d’hydrogène qui sert à la production de 

plastiques, de solvants, de produits pharmaceutiques, de détersifs 

et d’additifs. 

Facturation nette Système faisant en sorte que les consommateurs d’électricité 

peuvent recevoir des crédits pour une partie de l’électricité qu’ils 

produisent au moyen d’un générateur d’énergie renouvelable. 

Le surplus d’électricité fera reculer le compteur de telle manière 

que le consommateur « met en banque » l’énergie excédentaire. 

Fiabilité Degré de rendement d’un élément d’un réseau électrique au 

moyen duquel l’électricité est livrée aux clients selon des normes 

acceptables et en quantités désirées. La fiabilité peut se mesurer 

par la fréquence, la durée ou l’ampleur des effets défavorables 

sur la distribution de l’électricité. 

Fracture hydraulique Technique d’injection de fluides sous terre afin de créer des 

fractures dans le roc ou d’élargir celles qui y sont présentes, ce 

qui permet d’extraire du pétrole ou du gaz se trouvant dans la 

formation ou d’en accélérer la récupération. 

Gaz à effet de serre (GES) Gaz qui contribuent à l’effet de serre dans l’atmosphère, 

comme le dioxyde de carbone, le méthane et l’oxyde nitreux. 

Font également partie de ce groupe des gaz produits par 

procédés industriels comme les hydrofluorocarbones, les 

perfluorocarbones et les hexafluorures de soufre. 

Gaz de schiste Accumulation continue de gaz naturel de faible qualité dans des 

roches comme les schistes, silteux ou non. 

Gaz naturel classique Gaz se trouvant dans des formations géologiques de porosité 

supérieure qui est récupéré dans le trou de forage par voie 

d’expansion moléculaire. 

Gaz naturel commercialisable Gaz naturel qui a subi un traitement destiné à en extraire 

les impuretés et les liquides. Ce gaz répond aux normes de 

l’utilisation finale. 

Gaz naturel liquéfié (GNL) Gaz naturel se trouvant dans sa forme liquide. Le gaz naturel 

est liquéfié par refroidissement, un processus qui en comprime 

le volume par un facteur supérieur à 600 et qui permet de le 

transporter efficacement par citerne. 

Gaz naturel non classique Gaz naturel qui n’est pas considéré comme du gaz naturel 

classique. Il peut notamment s’agir de méthane de houille, de 

gaz de réservoirs étanches, de gaz de schiste ou d’hydrates de 

gaz. 


Gazéification intégrée à cycle Charbon (ou biomasse), eau et oxygène alimentent un réacteur 

combiné (GICC) de gazéification qui produit des gaz de synthèse, lesquels, après 

épuration, permettent d’alimenter une turbine à gaz. La chaleur 

qui s’échappe de la turbine et qui est récupérée à partir du 

processus de gazéification est acheminée jusqu’à un générateur 

de vapeur. Ce dernier fait fonctionner une turbine à vapeur en 

vue de la production d’électricité. 

Gestion de la consommation (GC) Mesures prises par un service public qui se traduisent par un 

changement ou par une réduction soutenue de la demande 

d’électricité, les deux phénomènes pouvant être simultanés. 

Ces mesures peuvent éliminer ou retarder les nouveaux 

investissements de capitaux à l’égard de la production ou de 

l’infrastructure d’approvisionnement et améliorer l’efficience 

globale du réseau. 

Grand émetteur final Membres d’une industrie lourde, notamment le secteur pétrolier 

et gazier, celui de la production d’électricité, les mines et les 

industries manufacturières énergivores, qui produisent presque 

la moitié des GES au Canada. 

Injection d’air par la Méthode de combustion in situ qui fait appel à l’injection 

méthode THAI d’air pour diriger un front de combustion dans le gisement, de 

l’extrémité au point de départ d’un puits producteur horizontal. 

Injection d’eau Méthode de récupération au moyen de laquelle de l’eau est 

injectée dans un réservoir afin de déplacer le pétrole résiduel 

vers les puits producteurs adjacents. 

Injection de CO2 Processus de récupération assistée des hydrocarbures au moyen 

duquel le dioxyde de carbone (CO2), sous une forme liquide, est 

déposé dans des formations pétrolifères dans le but d’accroître la 

quantité de pétrole pouvant en être extrait. 

Injection de vapeur de Procédé d’extraction semblable au DGMV, mais qui utilise de la 

solvants (VAPEX) vapeur de solvants plutôt que de la vapeur d’eau pour réduire la 

viscosité du pétrole brut dans le gisement. 

Intensité énergétique Quantité d’énergie utilisée par unité de PIB réel. 

Interconnexion (interprovinciale) Transferts d’électricité entre provinces. 

Lignite Charbon tendre de rang inférieur à forte teneur en humidité qui 

brûle avec une flamme fumeuse. Il sert surtout à la production 

thermique d’énergie électrique. 

Liquides de gaz naturel (LGN) Hydrocarbures extraits du gaz naturel sous forme liquide. Ceuxci 

incluent notamment l’éthane, le propane, les butanes et les 

pentanes plus. 

Matières particulaires (MP) Particules qui se retrouvent dans l’atmosphère et qui sont 

composées à la fois de matières naturelles comme le pollen ou 

les poussières, et de matières polluantes découlant de l’activité 

humaines comme les particules de fumée ou les cendres 

métalliques. Si leurs concentrations sont élevées, les matières 

particulaires peuvent irriter les voies respiratoires. 

Mazout de chauffage Également connu sous le nom de mazout no 2. Un mazout léger 

fréquemment utilisé à des fins de chauffage. 

132 


Mazout léger Mazout n o 2 (mazout de chauffage). 

Mazout lourd Mazout n o 6 (mazout résiduel). 

Mazout résiduel Produit de raffinage restant après l’extraction de combustibles 

de plus grande valeur comme l’essence et les distillats moyens. Il 

sert surtout à la production d’électricité et de combustible pour 

divers procédés industriels. 

Mécanisme pour un développement Mécanisme visant à aider les pays à atteindre les objectifs de 

propre du Protocole de Kyoto réduction des gaz à effet de serre. Il permet d’une part à des 

pays industrialisés pour lesquels des objectifs de réduction ont 

été fixés d’investir dans des projets de réduction des émissions 

dans les pays en développement et d’obtenir des crédits. Ces 

crédits peuvent ensuite être appliqués aux objectifs intérieurs de 

réduction ou vendus. D’autre part, les pays en développement 

ont accès à des techniques de réduction des émissions, ce qui 

constitue un incitatif de participation au protocole tout en 

aidant au développement durable de ces pays. 

Méthane de houille (MH) Forme de gaz naturel extrait des gisements houillers. Le 

méthane de houille (MH) est différent du gaz des gisements 

classiques habituels, notamment de celui des formations de grès, 

puisque c’est par un processus dit d’adsorption que le charbon 

en renferme. 

Naphte Catégorie de liquides tirés des distillats moyens du pétrole brut. 

Comprend des produits finaux comme le benzène, le toluène et 

le xylène. 

New York Mercantile Première bourse de contrats à terme sur marchandises négociés 

Exchange (NYMEX) au New York Mercantile Exchange pour la livraison du gaz 

naturel au carrefour Henry, en Louisiane. 

Oxydes de soufre (SOx) Élément à l’état naturel présent dans la plupart des pétroles 

lourds et parfois dans le gaz naturel. 

Pentanes plus Mélange composé essentiellement de pentanes et de certains 

hydrocarbures plus lourds, issu du traitement du gaz naturel, des 

condensats ou du pétrole brut. 

Pétrole brut classique Pétrole brut qui, à un moment ou à un autre, est techniquement 

et économiquement récupérable dans un puits avec des moyens 

de production courants, sans qu’il soit nécessaire de modifier sa 

viscosité naturelle. 

Pétrole brut léger Terme désignant le pétrole brut de densité inférieure à 900 kg/ 

m3. Également, un terme collectif pour le pétrole brut léger 

classique, le pétrole brut valorisé et les pentanes plus. 

Pétrole brut lourd Terme désignant généralement le pétrole brut de densité 

supérieure à 900 kg/m3. Pétrole brut non classique Pétrole brut qui n’est pas considéré comme du pétrole brut 

classique (p. ex., le bitume). 

Pétrole brut synthétique Mélange d’hydrocarbures semblable au pétrole brut léger non 

corrosif, obtenu par valorisation du bitume brut ou du mazout 

lourd. 

Pétrole brut Mélange, constitué principalement de pentanes et 


d’hydrocarbures plus lourds, qui se trouve sous forme liquide 

dans les gisements et qui conserve cette forme aux pressions 

atmosphériques et aux températures ambiantes. Le pétrole brut 

peut renfermer de faibles quantités de soufre et de produits 

autres que des hydrocarbures, mais en sont absents les liquides 

obtenus par traitement du gaz naturel. 

Pile à combustible Pile capable de convertir un combustible directement en 

électricité. Pour la plupart, les piles à combustible fonctionnent 

à l’hydrogène et à l’oxygène et produisent électricité, chaleur et 

eau. 

Prix réel Niveaux de prix maintenus constants de façon à éliminer 

l’incidence de l’inflation. 

Production (électricité) Action de créer de l’énergie électrique par la transformation 

d’une autre source d’énergie. Aussi, quantité d’énergie produite. 

Production brute Valeur de la production nette ou du produit intérieur brut plus 

la consommation. 

Production d’électricité Production d’électricité faisant appel à la fois à des turbines à 

par cycle combiné combustion et à la production thermique. 

Production hydroélectrique Forme d’énergie au moyen de laquelle de l’électricité est 

produite à partir de l’énergie hydraulique. 

Production thermique Transformation de l’énergie au cours de laquelle du combustible 

est consommé pour produire de l’énergie thermique, laquelle est 

convertie en énergie mécanique puis en électricité. 

Produit intérieur brut (PIB) Mesure de l’activité économique d’un pays. Il s’agit de la valeur 

marchande de tous les biens et services produits en un an à 

l’intérieur des limites géographiques du Canada. 

Puits de gaz Trou de forage comportant un ou plusieurs horizons 

géologiques capables de produire du gaz naturel. 

Quartier polyvalent Dans le contexte de la « croissance intelligente », un quartier 

polyvalent est conçu de manière à inclure divers types 

d’immeubles, notamment à caractère résidentiel, commercial et 

industriel, et d’autres utilisations du territoire. 

Ratio réserves/production Quotient des réserves restantes à la fin d’une année et de la 

production au cours de cette même année. Cette opération 

permet de connaître le temps que dureraient ces réserves 

restantes si la production devait se poursuivre au même rythme. 

Récupération assistée des Récupération de pétrole brut supplémentaire par un procédé de 

hydrocarbures (RAH) production autre que l’appauvrissement naturel des gisements. 

Regroupe les méthodes de récupération secondaire et tertiaire 

comme le maintien de pression, la réinjection, l’injection d’eau 

ou de produits chimiques, les méthodes thermiques et le recours 

à des fluides de déplacement, miscibles ou non. 

Récupération in situ Processus de récupération du bitume brut des sables bitumineux 

par un moyen autre que l’extraction à ciel ouvert. 

134 


Régions pionnières En général, le Nord et les zones extracôtières du Canada. 

Réserves (prouvées) Réserves récupérables au moyen de techniques courantes et dans 

les conditions économiques actuelles et prévues, dont l’existence 

a été prouvée de façon précise par des forages, des essais ou de 

la production. 

Réserves établies initiales Réserves établies avant déduction de toute production. 

Réserves établies Somme des réserves prouvées et de la moitié des réserves 

probables. 

Réserves restantes Différence entre les réserves initiales et la production 

cumulative. 

Ressources non classiques Ressources qui existent dans des accumulations d’hydrocarbures 

couvrant de grandes étendues et qui ne sont pas touchées de 

façon importante par les forces hydrodynamiques. Elles peuvent 

aussi être associées à des types de pièges anormaux, au degré 

de qualité d’un gisement, à la forme chimique ou physique des 

hydrocarbures à leur état naturel, aux méthodes d’extraction (à 

ciel ouvert par opposition au forage de puits) ou au traitement 

requis afin de transformer la production brute en produits de 

base commercialisables. 

Ressources récupérables Portion du potentiel ultime de ressources qui est récupérable 

selon les conditions économiques et techniques prévues. 

Revenu disponible des particuliers Montant du revenu dont dispose un ménage ou une personne 

après la retenue d’impôts des gouvernements fédéral et 

provincial. 

Sables bitumineux Gisements de sable ou d’autres roches renfermant du bitume. 

Chaque particule de sable bitumineux est recouverte d’une 

couche d’eau et d’une fine pellicule de bitume. 

Séparation Procédé propre à l’industrie des sables bitumineux qui consiste à 

séparer le bitume de ces sables. 

Stimulation cyclique Technique reproductible de récupération in situ par des 

par la vapeur (SCV) méthodes thermiques nécessitant une injection de vapeur et qui 

permet de récupérer le pétrole à partir des puits d’injection. 

L’injection de vapeur rend le pétrole plus mobile et permet au 

bitume, une fois réchauffé, de s’écouler dans un puits. 

Tarification au compteur horaire Tarifs fondés sur les périodes de la journée où l’électricité est 

réellement utilisée. L’électricité consommée aux heures creuses 

ou lorsque la demande d’électricité est faible peut donc être 

facturée à un prix moins élevé. L’électricité utilisée aux heures 

de pointe coûte plus cher au consommateur. 

Taux de croissance annuelle Aux fins du rapport sur L’avenir énergétique au Canada dans 

moyen (TCAM) le cadre des différents scénarios prospectifs, par taux de 

croissance il faut entendre le taux de croissance de 2004, année 

de base, jusqu’à 2030. Dans le scénario de référence, le taux de 

croissance se rapporte au taux des années 2004, année de base, 

jusqu’à 2015. 


Technologies d’épuration du Regroupent l’ensemble des méthodes permettant de réduire 

charbon les émissions produites par les centrales alimentées au charbon. 

Elles se concentrent actuellement sur la réduction des émissions 

de dioxyde de carbone (CO2). Les technologies d’épuration du 

charbon peuvent généralement être caractérisées par une grande 

efficacité à la combustion, le nettoyage des gaz émanant des 

cheminées ainsi que la capture et l’emprisonnement de CO2. Technologies émergentes Technologies nouvelles et émergentes moins dommageables 

ou de remplacement pour l’environnement qui servent à remplacer des méthodes 

existantes de production d’énergie exigeant une utilisation 

intensive de ressources. Les technologies de remplacement 

consomment moins de ressources et comprennent notamment 

les piles à combustible et les technologies d’épuration du 

charbon. 

Usine de chevauchement Usine de retraitement traversée par un gazoduc. Elle permet 

d’extraire des liquides de gaz naturel au passage du gaz déjà 

traité ou avant la consommation de celui-ci dans la province. 

Western Canadian Select Le WCS est un pétrole composé de brut classique lourd 

à Hardisty (prix) du Canada et de bitume qui sont mélangés à des diluants 

synthétiques non corrosifs ou sous forme de condensats. Le prix 

du WCS à Hardisty est, avec l’Edmonton Par, le prix repère du 

pétrole brut canadien. 

West Texas Intermediate (WTI) Le WTI est un pétrole brut léger non corrosif produit aux 

États-Unis et qui sert de référence pour les prix du pétrole brut 

en Amérique du Nord. 

136 


ta b L e s d e c o n v e r s i o n 

Conversion du système métrique au système impérial 

Unité Équivalent 

m mètre 3,28 pieds 

m 3 mètre cube 6,3 barils (pétrole); 35,3 pieds cubes (gaz) 

t tonne métrique 2 200 livres 

Équivalents de contenu en énergie 

Mesure de l’énergie Contenu en énergie 

GJ gigajoule 0,95 MBTU 

PJ pétajoule 1 000 000 GJ 

Électricité 

MW mégawatt 

GWh gigawattheure 3 600 GJ 

TWh térawattheure 3,6 PJ ou 1 000 GWh 

Gaz naturel 

kpi 3 millier de pieds cubes 1,05 GJ 

Gpi 3 milliard de pieds cubes 1,05 PJ 

Tpi 3 billion de pieds cubes 1,05 EJ 


m 3 éthane 18,36 GJ 

m 3 propane 25,53 GJ 

m 3 butane 28,62 GJ 

Pétrole brut 

m 3 léger 38,51 GJ 

m 3 lourd 40,90 GJ 

m 3 pentanes plus 35,17 GJ 


137

Charbon 

t anthracite 27,70 GJ 

t bitumineux 27,60 GJ 

t subbitumineux 18,80 GJ 

t lignite 14,40 GJ 

Produits pétroliers 

m 3 essence aviation 33,52 GJ 

m 3 essence 34,66 GJ 

m 3 charge d’alimentation pétrochimique 35,17 GJ 

m 3 utilisations spéciales du naphte 35,17 GJ 

m 3 carburéacteur 35,93 GJ 

m 3 kérosène 37,68 GJ 

m 3 diesel 38,68 GJ 

m 3 mazout léger 38,68 GJ 

m 3 lubrifiants 39,16 GJ 

m 3 mazout lourd 41,73 GJ 

m 3 gaz de distillation 41,73 GJ 

m 3 asphalte 44,46 GJ 

m 3 coke de pétrole 42,38 GJ 

m 3 charge d’alimentation pétrochimique 35,17 GJ 

m 3 autres produits 39,82 GJ 

138 


gui d e d e s a n n e x e s 

Les annexes figurent dans le site Web de l’Office au www.neb-one.gc.ca et comprennent les données 

détaillées qui suivent. 

Annexe 1 – facteurs clés 

Tableau A1.1 Indicateurs économiques : Canada 

Tableaux A1.2 à A1.12 Indicateurs économiques : Provinces 

Annexe 2 – Demande d’énergie 

Tableau A2.1 Demande, scénario de référence et Maintien des tendances, Canada 

Tableaux A2.2 à A2.14 Demande, scénario de référence et Maintien des tendances, Provinces 

Tableau A2.15 Demande, Triple-E, Canada 

Tableaux A2.16 à A2.28 Demande, Triple-E, Provinces 

Tableau A2.29 Demande, Îles fortifiées, Canada 

Tableaux A2.30 à A2.42 Demande, Îles fortifiées, Provinces 

Annexe 3 – Pétrole et liquides de gaz naturel 

Tableau A3.1 Ressources en pétrole brut et en bitume 

Tableau A3.2 Besoins des raffineries en charges d’alimentation et sources des charges, 


Tableaux A3.3 à A3.7 Besoins des raffineries en charges d’alimentation et sources des charges, 

Provinces 

Tableau A3.8 Offre et utilisation de pétrole brut léger et équivalents, Canada 

Tableau A3.9 Offre et utilisation de pétrole brut lourd et équivalents, Canada 

Tableau A3.10 Offre, demande et exportations potentielles d’éthane 

Tableau A3.11 Offre, demande et exportations potentielles de propane 

Tableau A3.12 Offre, demande et exportations potentielles de butane 

Tableau A3.13 Pétrole, scénario de référence et Maintien des tendances, Perspectives de 

production selon la province 

Tableau A3.14 Pétrole, Triple-E, Perspectives de production selon la province 

Tableau A3.15 Pétrole, Îles fortifiées, Perspectives de production selon la province 


139

Annexe 4 – Gaz naturel 

Tableau A4.1 Offre de gaz naturel 

Tableau A4.2 Gaz naturel, scénario de référence et Maintien des tendances, Perspectives 

de production 

Tableau A4.3 Gaz naturel, Triple-E, Perspectives de production 

Tableau A4.4 Gaz naturel, Îles fortifiées, Perspectives de production 

Annexe 5 – Électricité 

Tableau A5.1 Capacité selon le type de centrale, scénario de référence et Maintien des 

tendances 

Tableau A5.2 Capacité selon le combustible, scénario de référence et Maintien des 

tendances 

Tableau A5.3 Production selon le type de centrale, scénario de référence et Maintien 

des tendances 

Tableau A5.4 Production selon le combustible, scénario de référence et Maintien des 

tendances 

Tableau A5.5 Interconnexion, scénario de référence et Maintien des tendances 

Tableau A5.6 Capacité selon le type de centrale, Triple-E 

Tableau A5.7 Capacité selon le combustible, Triple-E 

Tableau A5.8 Production selon le type de centrale, Triple-E 

Tableau A5.9 Production selon le combustible, Triple-E 

Tableau A5.10 Interconnexion, Triple-E 

Tableau A5.11 Capacité selon le type de centrale, Îles fortifiées 

Tableau A5.12 Capacité selon le combustible, Îles fortifiées 

Tableau A5.13 Production selon le type de centrale, Îles fortifiées 

Tableau A5.14 Production selon le combustible, Îles fortifiées 

Tableau A5.15 Interconnexion, Îles fortifiées 

Annexe 6 – Charbon 

Tableau A6.1 Soldes de charbon canadien, scénario de référence et Maintien des 

tendances 

Tableau A6.2 Soldes de charbon canadien, Triple-E 

Tableau A6.3 Soldes de charbon canadien, Îles fortifiées 

Annexe 7 – Émissions de gaz à effet de serre 

Tableau A7.1 Émissions de GES, scénario de référence et Maintien des tendances 

Tableau A7.2 Émissions de GES, Triple-E 

Tableau A7.3 Émissions de GES, Îles fortifiées 

140

Voir NE23-15-2007F.pdf - Publications du gouvernement du Canada

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